Tiêu chuẩn TCVN 14414:2025 về Nhiên liệu hàng không bền vững (SAF)

• Số hiệu: TCVN14414:2025
• Loại văn bản: Tiêu chuẩn Việt Nam
• Nơi ban hành: ***
• Người ký: ***
• Ngày ban hành: Năm 2025

TIÊU CHUẨN QUỐC GIA

TCVN 14414:2025

ASTM D7566-24d

NHIÊN LIỆU HÀNG KHÔNG BỀN VỮNG (SAF) - NHIÊN LIỆU TUỐC BIN HÀNG KHÔNG CÓ CHỨA HYDROCACBON TỔNG HỢP - QUY ĐỊNH KỸ THUẬT

Standard specification for aviation turbine fuel containing synthesized hydrocarbons

MỤC LỤC

Lời nói đầu

Lời giới thiệu

1  Phạm vi áp dụng

...

...

...

3  Yêu cầu chung

4  Thuật ngữ, định nghĩa

4.1  Định nghĩa

4.2  Định nghĩa các thuật ngữ cụ thể đối với tiêu chuẩn này

5  Phân loại

6  Vật liệu và sản xuất

7  Các yêu cầu chi tiết

8  Tay nghề, hoàn thiện và ngoại quan

9  Lấy mẫu

...

...

...

11  Phương pháp thử

Phụ lục A (Quy định) Quy định kỹ thuật đối với các thành phần phối trộn tổng hợp

A.1  Kerosin gốc parafin tổng hợp bằng quá trình chế biến hydro Fisher-Tropsch

A.2  Kerosin gốc parafin tổng hợp từ este và axit béo chế biến hydro

A.3  Iso-parafin tổng hợp từ đường lên men chế biến hydro

A.4  Kerosin tổng hợp với các hợp chất thơm đi từ quá trình alkyl hóa các hợp chất thơm nhẹ có nguồn gốc phi dầu mỏ

A.5  Kerosin gốc parafin tổng hợp Ancol-to- Jet (ATJ-SPK)

A.6  Kerosin tổng hợp từ quá trình chuyền hỏa thủy nhiệt các este axit béo và axit béo

A.7  Kerosin gốc parafin tổng hợp từ hydrocacbon, este và axit béo chế biến hydro

...

...

...

Phụ lục B (Tham khảo) Thông tin bổ sung đối với nhiên liệu tuốc bin hàng không có chứa hydrocacbon tổng hợp

B.1  Đặc tính của nhiên liệu tuốc bin hàng không

B.2  Các thông tin bổ sung đối với nhiên liệu tuốc bin hàng không có chứa hydrocacbon tổng hợp

B.3  Quản lý tính toàn vẹn của sản phẩm

Thư mục tài liệu tham khảo

Lời nói đầu

TCVN 14414:2025 được xây dựng trên cơ sở hoàn toàn tương đương với ASTM D7566-24d Standard specification for aviation turbine fuel containing synthesized hydrocarbons, với sự cho phép của ASTM quốc tế, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, PA 19428, USA. Tiêu chuẩn ASTM D7566-24d thuộc bản quyền của ASTM quốc tế.

TCVN 14414:2025 do Ban kỹ thuật tiêu chuẩn quốc gia TCVN/TC28 Sản phẩm dầu mỏ và chất bôi trơn biên soạn, Viện Tiêu chuẩn Chất lượng Việt Nam đề nghị, Ủy ban Tiêu chuẩn Đo lường Chất lượng thẩm định, Bộ Khoa học và Công nghệ công bố.

...

...

...

TCVN 14414:2025 được xây dựng trên cơ sở chấp nhận hoàn toàn tương đương với ASTM D7566-24d, có những thay đổi về biên tập cho phép như sau:

ASTM D7566-24d

TCVN 14414:2025

Phụ lục (Quy định)

Phụ lục A (Quy định)

A1

A.1

A2

A.2

...

...

...

A.3

A4

A.4

A5

A.5

A6

A.6

A7

A.7

...

...

...

A.8

Bảng A1.1, Bảng A1.2

Bảng A.1.1, Bảng A.1.2

Bảng A2.1, Bảng A2.2

Bảng A.2.1, Bảng A.2.2

Bảng A3.1, Bảng A3.2

Bảng A.3.1, Bảng A.3.2

Bảng A4.1, Bảng A4.2

Bảng A.4.1, Bảng A.4.2

...

...

...

Bảng A.5.1, Bảng A.5.2

Bảng A6.1, Bảng A6.2

Bảng A.6.1, Bảng A.6.2

Bảng A7.1, Bảng A7.2

Bảng A.7.1, Bảng A.7.2

Bảng A8.1, Bảng A8.2

Bảng A.8.1, Bảng A.8.2

Phụ lục (Tham khảo)

Phụ lục B (Tham khảo)

...

...

...

B.1

X1.1 - X1.15

B.1.1 - B.1.15

X.2

B.2

X2.1 - X2.3

B.2.1 - B.2.3

X.3

B.3

...

...

...

B.3.1 - B.3.3

Hình X2.1

Hình B.1

NHIÊN LIỆU HÀNG KHÔNG BỀN VỮNG (SAF) - NHIÊN LIỆU TUỐC BIN HÀNG KHÔNG CÓ CHỨA HYDROCACBON TỔNG HỢP - QUY ĐỊNH KỸ THUẬT

Standard specification for aviation turbine fuel containing synthesized hydrocarbons

1  Phạm vi áp dụng

1.1  Tiêu chuẩn này quy định yêu cầu kỹ thuật đối với nhiên liệu tuốc bin hàng không có chứa các thành phần phối trộn thông thường và thành phần phối trộn tổng hợp.

1.2.  Tham khảo B.2 về mô tả mở rộng quy trình sản xuất và phối trộn các thành phần phối trộn tổng hợp.

...

...

...

1.3.1. Nhiên liệu tuốc bin hàng không được sản xuất, chứng nhận và đưa ra thị trường đáp ứng tất cả các yêu cầu tại Bảng 1 của tiêu chuẩn này thì đáp ứng các yêu cầu của ASTM D1655 và được coi là nhiên liệu tuốc bin ASTM D1655. Thử nghiệm lặp lại là không cần thiết; dữ liệu về sự phù hợp có thể dùng cho cả hai tiêu chuẩn TCVN 14414 (ASTM D7566) và ASTM D1655. Sau khi nhiên liệu đã đưa ra thị trường với các quy định kỹ thuật của TCVN 14414 (ASTM D7566) thì các yêu cầu đặc thù của tiêu chuẩn này không còn được áp dụng nữa: mọi chứng nhận lại đều phải được thực hiện theo quy định kỹ thuật tại Bảng 1 của ASTM D1655.

1.3.2  Bất kỳ địa điểm nào diễn ra quá trình phối trộn các thành phần phối trộn tổng hợp quy định tại A.1 (FT SPK), A.2 (HEFA SPK), A.3 (SIP), A.4 Kerosin gốc parafin tổng hợp cộng với chất thơm (SPK/A), A.5 (ATJ), A.6 Nhiên liệu phản lực thủy nhiệt xúc tác (CHJ), A.7 (HC-HEFA SPK) hoặc A.8 (ATJ-SKA) với nhiên liệu ASTM D1655 (có thể có chứa toàn bộ hoặc một phần nhiên liệu có nguồn gốc từ nhiên liệu TCVN 14414 (ASTM D7566)) hoặc với các thành phần phối trộn thông thường sẽ được coi là nơi xuất xứ lô hàng. Trong trường hợp đó, tất cả các yêu cầu của Bảng 1 của TCVN 14414 (ASTM D7566) đều được áp dụng và phải được đánh giá. Các chương trình kiểm tra sự phù hợp dạng rút gọn thường được sử dụng để đảm bảo chất lượng vận chuyển là không đầy đủ. Nhiên liệu phải được coi là nhiên liệu tuốc bin ASTM D1655 sau khi chứng nhận và đưa ra thị trường như mô tả trong 1.3.1.

1.3.3  Khi nhiên liệu được tái chỉ định là nhiên liệu tuốc bin hàng không ASTM D1655, nhiên liệu có thể được tồn chứa, vận chuyển, bảo quản và sử dụng theo cùng cách tương đương nhiên liệu tuốc bin hàng không ASTM D1655 tinh chế.

1.4  Tiêu chuẩn này xác định các yêu cầu về tính chất tối thiểu đối với nhiên liệu tuốc bin hàng không có chứa hydrocacbon tổng hợp và liệt kê các chất phụ gia được chấp nhận để sử dụng trong động cơ và tàu bay dân dụng. TCVN 14414 (ASTM D7566) hướng đến các ứng dụng dân dụng và được duy trì như vậy, nhưng có thể được áp dụng cho quân đội, chính phủ hoặc các mục đích sử dụng chuyên biệt khác.

1.5  Tiêu chuẩn này có thể được sử dụng làm tiêu chuẩn để mô tả chất lượng nhiên liệu tuốc bin hàng không từ khi sản xuất đến khi tra nạp cho tàu bay. Tuy nhiên, tiêu chuẩn này không xác định các quy trình và thử nghiệm đảm bảo chất lượng cần thiết để đảm bảo nhiên liệu trong hệ thống phân phối tiếp tục tuân thủ tiêu chuẩn này sau khi chứng nhận theo lô. Các quy trình như vậy được xác định ở những nơi khác, ví dụ như trong ICAO 9977, Tiêu chuẩn EI/JIG 1530, JIG 1, JIG 2, API 1543, API 1595 và ATA-103 và Tài liệu hướng dẫn của IATA về Quản lý nhiên liệu hàng không bền vững.

1.6  Tiêu chuẩn này không bao gồm tất cả các loại nhiên liệu đáp ứng yêu cầu cho động cơ tuốc bin hàng không. Một số thiết bị hoặc điều kiện sử dụng nhất định có thể cho phép phạm vi đặc tính rộng hơn hoặc yêu cầu phạm vi đặc tính hẹp hơn so với phạm vi được thể hiện trong tiêu chuẩn này.

1.7  Mặc dù nhiên liệu tuốc bin hàng không được quy định trong Bảng 1 của tiêu chuẩn này có thể được sử dụng trong các ứng dụng khác ngoài động cơ tuốc bin hàng không, nhưng các yêu cầu đối với các ứng dụng khác đó chưa được xem xét khi xây dựng tiêu chuẩn này.

1.8  Các thành phần phối trộn tổng hợp và hỗn hợp các thành phần phối trộn tổng hợp với nhiên liệu có nguồn gốc từ dầu mỏ thông thường trong tiêu chuẩn này đã được đánh giá và phê duyệt theo các nguyên tắc được thiết lập trong ASTM D4054.

1.9  Các giá trị được nêu theo đơn vị SI được coi là tiêu chuẩn.

...

...

...

2  Tài liệu viện dẫn

Các tài liệu viện dẫn sau là cần thiết khi áp dụng tiêu chuẩn này. Đối với các tài liệu viện dẫn có ghi năm công bố thì áp dụng bản được nêu. Đối với các tài liệu viện dẫn không ghi năm công bố thì áp dụng phiên bản mới nhất, bao gồm cả bản sửa đổi (nếu có).

TCVN 2685 (ASTM D3227) Xăng, dầu hỏa, nhiên liệu tuốc bin hàng không và nhiên liệu chưng cất - Xác định lưu huỳnh (thiol mercaptan) (phương pháp chuẩn độ điện thế)

TCVN 2693 (ASTM D 93) về Sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp xác định điểm chớp cháy bằng thiết bị thử cốc kín Pensky-Martens

TCVN 2694 (ASTM D130) Sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp phát hiện độ ăn mòn đồng theo độ xỉn của tấm đồng

TCVN 2698 (ASTM D86) Sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp xác định thành phần cất ở áp suất khí quyển

TCVN 2708 (ASTM D1266) Sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp xác định hàm lượng lưu huỳnh (Phương pháp đốt đèn)

TCVN 3171 (ASTM D445) Sản phẩm dầu mỏ lỏng và không trong suốt - Phương pháp xác định độ nhớt động học (tính toán độ nhớt động lực)

TCVN 3172 (ASTM D4294) Dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp xác định lưu huỳnh bằng phổ huỳnh quang tán xạ năng lượng tia X

...

...

...

TCVN 6593 (ASTM D381) Nhiên liệu lỏng - Phương pháp xác định hàm lượng nhựa thực tế - Phương pháp bay hơi

TCVN 6594 (ASTM D1298) Dầu thô và sản phẩm dầu mỏ dạng lỏng - Phương pháp xác định khối lượng riêng, khối lượng riêng tương đối (tỷ trọng) hoặc trọng lượng API - Phương pháp tỷ trọng kế

TCVN 6608 (ASTM D3828) Sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp xác định điểm chớp cháy cốc kín bằng thiết bị thử có kích thước nhỏ

TCVN 6609 (ASTM D2624) Nhiên liệu chưng cất và nhiên liệu hàng không - Phương pháp xác định độ dẫn điện

TCVN 6701 (ASTM D2622) Sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp xác định hàm lượng lưu huỳnh bằng phổ tia X

TCVN 6777 (ASTM D4057) Dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp lấy mẫu thủ công

TCVN 7170 (ASTM D2386) Nhiên liệu hàng không - Phương pháp xác định điểm băng

TCVN 7272 (ASTM D3948) Nhiên liệu tuốc bin hàng không - Phương pháp xác định trị số tách nước bằng máy đo loại xách tay (Separometer)

TCVN 7330 (ASTM D1319) Sản phẩm dầu mỏ dạng lỏng - Phương pháp xác định hydrocacbon bằng hấp phụ chỉ thị huỳnh quang

...

...

...

TCVN 7419 (ASTM D3242) Nhiên liệu tuốc bin hàng không - Phương pháp xác định axit tổng

TCVN 7485 (ASTM D56) Sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp xác định điểm chớp cháy bằng thiết bị thử cốc kín Tag

TCVN 7486 (ASTM D4952) Sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp phân tích định tính hợp chất lưu huỳnh hoạt tính trong nhiên liệu và dung môi (Doctor test)

TCVN 7760 (ASTM D5453) Hydrocacbon nhẹ, nhiên liệu động cơ đánh lửa, nhiên liệu động cơ điêzen, dầu động cơ - Phương pháp xác định tổng lưu huỳnh bằng huỳnh quang tử ngoại

TCVN 7989 (ASTM D1840) Nhiên liệu tuốc bin hàng không - Xác định hydrocacbon naphtalen - Phương pháp quang phổ tử ngoại

TCVN 8314 (ASTM D4052) Sản phẩm dầu mỏ dạng lỏng - Xác định khối lượng riêng và khối lượng riêng tương đối bằng máy đo kỹ thuật số

TCVN 8316 (ASTM D4625) Nhiên liệu chưng cất trung bình - (Phương pháp xác định độ ổn định khi tồn trữ ở 43 °C (110 °F)

TCVN 11585 (ASTM D2887) Sản phẩm dầu mỏ - Xác định dải sôi của phân đoạn dầu mỏ bằng phương pháp sắc ký khí

TCVN 12920 (ASTM D2425) Nhiên liệu chưng cất trung bình - Xác định các loại hydrocacbon bằng phương pháp khối phổ

...

...

...

TCVN 14400 (ASTM D3338/D3338M) Nhiên liệu hàng không - Phương pháp tính nhiệt trị cháy thực

TCVN 14401 (ASTM D5001) Nhiên liệu tuốc bin hàng không - Phương pháp đánh giá độ bôi trơn bằng thiết bị đánh giá độ bôi trơn viên bi trên xy lanh (BOCLE)

TCVN 14402 (ASTM D5452) Nhiên liệu hàng không - Xác định tạp chất dạng hạt trong nhiên liệu hàng không bằng phương pháp lọc trong phòng thí nghiệm

TCVN 14403 (ASTM D5972) Nhiên liệu hàng không - Xác định điểm băng (Phương pháp chuyển pha tự động)

ASTM D1655 Standard specification for aviation turbine fuels (Quy định kỹ thuật đối với nhiên liệu tuốc bin hàng không)

ASTM D2276 Standard test method for particulate contaminant in aviation fuel by line sampling (Phương pháp xác định tạp chất dạng hạt trong nhiên liệu hàng không bằng cách lấy mẫu đường ống)

ASTM D2710 Test method for bromine index of petroleum hydrocarbons by electrometric titration (Phương pháp xác định chỉ số brom của hydrocacbon dầu mỏ bằng chuẩn độ điện thế)

ASTM D2892 Standard test method for distillation of crude petroleum (15-Theoretical plate column) (Phương pháp thử đối với phần cất dầu thô (Cột đĩa lý thuyết 15))

ASTM D3240 Standard test method for undissolved water in aviation turbine fuels (Phương pháp xác định nước không hòa tan trong nhiên liệu tuốc bin hàng không)

...

...

...

ASTM D4054 Practice for evaluation of new aviation turbine fuels and fuel additives (Quy trình đánh giá nhiên liệu tuốc bin hàng không và phụ gia nhiên liệu tuốc bin hàng không loại mới)

ASTM D4171 Standard Specification for fuel system icing inhibitors (Quy định kỹ thuật đối với chất ức chế đóng băng nhiên liệu)

ASTM D4175 Terminology relating to petroleum products, liquid fuels, and lubricants (Thuật ngữ liên quan đến sản phẩm dầu mỏ, nhiên liệu dạng lỏng và chất bôi trơn)

ASTM D4176 Standard test method for free water and particulate contamination in distillate fuels (Visual inspection procedures) (Phương pháp xác định nước tự do và tạp chất dạng hạt trong nhiên liệu chưng cất (Quy trình kiểm tra trực quan))

ASTM D4306 Practice for aviation fuel sample containers for tests affected by trace contamination (Quy trình chuẩn bị các bình chứa mẫu nhiên liệu hàng không cho các phép thử bị ảnh hưởng bởi ô nhiễm vết)

ASTM D4529 Standard test method for estimation of net heat of combustion of aviation fuels (Phương pháp xác định nhiệt trị cháy thực của nhiên liệu hàng không)

ASTM D4629 Test method for trace nitrogen in liquid hydrocarbons by syringe/inlet oxidative combustion and chemiluminescence detection (Phương pháp xác định hàm lượng nitơ dạng vết trong hydrocacbon lỏng bằng phương pháp đốt oxy hóa đầu vào/bơm tiêm và detector quang hóa)

ASTM D4809 Standard test method for heat of combustion of liquid hydrocarbon fuels by bomb calorimeter (Precision method) [Phương pháp xác định nhiệt lượng cháy của hydrocacbon lỏng bằng nhiệt lượng kế dạng bom (Phương pháp độ chụm)]

ASTM D4865 Standard guide for generation and dissipation of static electricity in petroleum fuel systems (Hướng dẫn chuẩn về việc tạo ra và tiêu tán tĩnh điện trong hệ thống nhiên liệu dầu mỏ)

...

...

...

ASTM D5291 Test methods for instrumental determination of carbon, hydrogen, and nitrogen in petroleum productsand lubricants (Xác định hàm lượng cacbon, hydro và nitơ trong sản phẩm dầu mỏ và chất bôi trơn bằng phương pháp thiết bị)

ASTM D6469 Standard guide for microbial contamination in fuels and fuel systems (Hướng dẫn chuẩn về ô nhiễm vi sinh trong nhiên liệu và hệ thống nhiên liệu)

ASTM D6866 Standard test methods for determining the biobased content of solid, liquid, and gaseous samples using radiocarbon analysis (Phương pháp xác định hàm lượng sinh học của các mẫu rắn, lỏng và khí bằng cách sử dụng phân tích cacbon phóng xạ)

ASTM D7042 Standard test method for dynamic viscosity and density of liquids by Stabinger viscometer (and the calculation of kinematic viscosity) [Phương pháp xác định độ nhớt động lực và khối lượng riêng của chất lỏng bằng máy đo độ nhớt stabiger (và tính toán độ nhớt động học)]

ASTM D7111 Test method for determination of trace elements in middle distillate fuels by inductively coupled plasma atomic emission spectrometry (ICP-AES) (Phương pháp xác định các nguyên tố vết trong nhiên liệu chưng cất trung bình bằng phép đo phổ phát xạ nguyên tử plasma cặp cảm ứng)

ASTM D7153 Standard test method for freezing point of aviation fuels (Automatic laser method) (Xác định điểm băng của nhiên liệu hàng không - Phương pháp laze tự động)

ASTM D7154 Standard test method for freezing point of aviation fuels (Automatic fibre optical method) (Xác định điểm băng của nhiên liệu hàng không - Phương pháp sợi quang tự động)

ASTM D7236 Test method for flash point by small scale closed cup tester (Ramp method) [Phương pháp xác định điểm chớp cháy bằng thiết bị thử cốc kín thang nhỏ (phương pháp Ramp)]

ASTM D7344 Test method for distillation of petroleum products and liquid fuels at atmospheric pressure (Mini method) [Phương pháp xác định thành phần cất của sản phẩm dầu mỏ và nhiên liệu dạng lỏng tại áp suất môi trường (Phương pháp Mini)]

...

...

...

ASTM D7359 Test method for total fluorine, chlorine and sulfur in aromatic hydrocarbons and their mixtures by oxidative pyrohydrolytic combustion followed by ion chromatography detection (Combustion Ion Chromatography-CIC) [Xác định tổng flo, clo và lưu huỳnh trong hydrocacbon thơm và hỗn hợp của chúng bằng phương pháp đốt nhiệt phân oxy hóa, sau đó phát hiện bằng sắc ký ion (Sắc ký ion đốt cháy - CIC)]

ASTM D7524 Standard test method for determination of static dissipater additives (SDA) in aviation turbine fuel and middle distillate fuels - high performance liquid chromatograph (HPLC) method - (Phương pháp xác định phụ gia phân tán tĩnh (SDA) trong nhiên liệu tuabin hàng không và nhiên liệu chưng cất trung gian - Phương pháp sắc ký lỏng hiệu năng cao (HPLC))

ASTM D7945 Test method for determination of dynamic viscosity and derived kinematic viscosity of liquids by constant pressure viscometer (Phương pháp xác định độ nhớt động lực và độ nhớt động học dẫn xuất của chất lỏng bằng máy đo độ nhớt áp suất không đổi)

ASTM D7974 Test method for determination of farnesane, saturated hydrocarbons, and hexahydrofarnesol content of synthesized iso-paraffins (SIP) fuel for blending with jet fuel by gas chromatography [Xác định hàm lượng farnesane, hydrocarbon bão hòa và hexahydrofarnesol của nhiên liệu iso-parafin tổng hợp (SIP) để phối trộn với nhiên liệu phản lực bằng phương pháp sắc ký khí]

ASTM D8148 Standard test method for spectroscopic determination of haze in fuels (Phương pháp xác định độ đục trong nhiên liệu bằng quang phổ)

ASTM D8267 Test method for determination of total aromatic, monoaromatic and diaromatic content of aviation turbine fuels using gas chromatography with vacuum ultraviolet absorption spectroscopy detection (GC-VUV) [Xác định tổng hàm lượng chất thơm, hàm lượng chất thơm đơn vòng và hàm lượng chất thơm hai vòng của nhiên liệu tuốc bin hàng không bằng phương pháp sắc ký khí với detector quang phổ hấp thụ tia tử ngoại chân không (GC-VUV)]

ASTM D8305 Test method for determination of total aromatic hydrocarbons and total polynulear aromatic hydrocarbons in aviation turbine fuels and other kerosene range fuels by supercritical fluid chromatography (Xác định tổng hàm lượng hydrocacbon thơm và tổng hydrocacbon thơm đa nhân trong nhiên liệu tuốc bin hàng không và nhiên liệu có dải kerosin khác bằng phương pháp sắc ký lỏng siêu tới hạn)

ASTM E29 Practical for using significant digits in test data to determine conformance with specification (Thực hành sử dụng con số có nghĩa trong dữ liệu thử nghiệm để xác định sự phù hợp với quy định kỹ thuật)

IP 12 Determinaiton of specific energy (Xác định nhiệt trị riêng)

...

...

...

IP 30 Detection of mercaptans, hydrogen sulfide, elemental sulfur and peroxides - Doctor test method (Phát hiện mercaptan, hydro sulfua, lưu huỳnh nguyên tố và peroxit - Phương pháp thử nghiệm Doctor)

IP 71 Petroleum products - Transparent and opaque liquids - Determination of kinematic viscosity and calculation of dynamic viscosity (Sản phẩm dầu mỏ - Chất lỏng trong suốt và không trong suốt - Phương pháp xác định độ nhớt và tính toán độ nhớt động học)

IP 123 Petroleum products - Determination of distilation characteristics at atmospheric pressure (Sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp xác định thành phần cất tại áp suất khí quyển)

IP 154 Petroleum products - Corrosiveness to copper - Copper strip test (Sản phẩm dầu mỏ - Ăn mòn đồng - Phép thử tấm đồng)

IP 156 Determination of hydrocarbon types in petroleum products - Fluorescent indicator adsorption method (Xác định loại hydrocacbon trong sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp hấp phụ chỉ thị huỳnh quang)

IP 160 Crude petroleum and liquid petroleum products - Laboratory determination of density - Hydrometer method (Sản phẩm dầu mỏ dạng lỏng và dầu thô - Xác định khối lượng riêng trong phòng thử nghiệm - Phương pháp hydrometer)

IP 170 Petroleum products and other liquids - Determination of flash point - Abel closed cup method (Sản phẩm dầu mỏ và chất lỏng khác - Xác định điểm chớp cháy - Phương pháp cốc kín Abel)

IP 216 Particulate contaminant in aviation fuel (Tạp chất dạng hạt trong nhiên liệu hàng không)

IP 299 Determination of bromine index - Electrometric titration method (Xác định chỉ số brom - Phương pháp chuẩn độ điện thế)

...

...

...

IP 336 Petroleum products - Determination of sulphur content - Energy-dispersive-X-Ray fluorescence method (Sản phẩm dầu mỏ - Xác định lưu huỳnh - Phương pháp phổ huỳnh quang tán xạ năng lượng tia-X)

IP 342 Petroleum products - Determination of thiol (mercaptan) sulfur in light and middle distillate fuels - Potentiometric method (Sản phẩm dầu mỏ - Xác định lưu huỳnh mercaptan trong nhiên liệu chưng cất nhẹ và trung bình - Phương pháp điện thế)

IP 354 Determination of the acid number of aviation turbine fuels - Colour-indicator titration method (Xác định trị số axít của nhiên liệu tuốc bin hàng không - Phương pháp chuẩn độ bằng chỉ thị màu)

IP 365 Crude petroleum and petroleum products - Determination of density - Oscillating U-tube method (Sản phẩm dầu mỏ và dầu thô -Xác định khối lượng riêng - Phương pháp dao động ống chữ U)

IP 379 Determination of organically bound trace nitrogen - Oxidative combustion and chemiluminescence method (Xác định hàm lượng nitơ hữu cơ liên kết vết - Phương pháp đốt cháy oxy hóa và phát quang hóa học)

IP 406 Petroleum products - Determination of boiling range distribution by gas chromatography (Sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp xác định dải sôi bằng sắc ký khí)

IP 423 Determination of particulate contaminant in aviation turbine fuels by laboratory filtration (Xác định tạp chất dạng hạt trong nhiên liệu tuốc bin hàng không bằng phương pháp lọc trong phòng thí nghiệm)

IP 435 Determination of the freezing point of aviation turbine fuels by the automated phase transition method (Xác định điểm băng của nhiên liệu tuốc bin hàng không bằng phương pháp chuyển pha tự động)

IP 436 Determination of aromatic hydrocarbon types in aviation fuels and petroleum distillates - High performance liquid chromatography with refractive index detection (Xác định hydrocacbon thơm trong nhiên liệu hàng không và các sản phẩm chưng cất dầu mỏ - Phương pháp sắc ký lỏng cao áp phát hiện bằng chỉ số khúc xạ)

...

...

...

IP 475 Petroleum liquids - Manual sampling (Chất lỏng dầu mỏ - Lấy mẫu thủ công)

IP 523 Determination of flash point - Rapid equilibrium closed cup method (Xác định điểm chớp cháy - Phương pháp cốc kín cân bằng nhanh)

IP 528 Determination of the freezing point of aviation turbine fuels - Automated fibre optic method (Xác định điểm băng của nhiên liệu tuốc bin hàng không - Phương pháp sợi quang tự động)

IP 529 Determination of the freezing point of aviation fuels - Automatic laser method (Xác định điểm băng của nhiên liệu hàng không - Phương pháp laze tự động)

IP 534 Determination of flash point - Small scale closed cup Ramp method (Xác định điểm chớp cháy - Phương pháp Ramp cốc kín thang đo nhỏ)

IP 540 Determination of existent gum content of aviation turbine fuel - Jet evaporation method (Xác định hàm lượng nhựa thực tế của nhiên liệu tuốc bin hàng không - Phương pháp bay hơi)

IP 585 Determination of fatty acid methyl esters (FAME), derived from bio-diesel fuel, in aviation turbine fuel - GC-MS with selective ion monitoring/scan detection method [Phương pháp xác định hàm lượng metyl este axit béo (FAME), dẫn xuất từ nhiên liệu điê zen sinh học, trong nhiên liệu tuốc bin hàng không - GC-MS với phương pháp phát hiện kiểm soát/quét ion chọn lọc]

IP 590 Determination of fatty acid methyl esters (FAME) in aviation turbine fuel - HPLC evaporative light scattering detector method [Xác định hàm lượng metyl este axit béo (FAME) trong nhiên liệu tuốc bin hàng không - Phương pháp detector tán xạ ánh sáng bay hơi HPLC]

IP 598 Petroleum products - Determination of the smoke point of kerosine, manual and automated method (Sản phẩm dầu mỏ - Xác định chiều cao ngọn lửa không khói của kerosin, phương pháp thủ công và tự động)

...

...

...

EI/JIG 1530 Quality assurance requirements for the manufacture, storage and distribution of aviation fuel to airports (Tiêu chuẩn công nghiệp Anh quốc EI/JIG 1530 Yêu cầu đảm bảo chất lượng cho sản xuất, tồn chứa và phân phối nhiên liệu hàng không đến các sân bay)

EI 1583 Laboratory tests and minimum performance levels for aviation fuel filter monitors (Các thử nghiệm trong phòng thí nghiệm và mức hiệu suất tối thiểu cho kiểm soát bộ lọc nhiên liệu hàng không

API 1543 Documentation, monitoring and laboratory testing of aviation fuel during shipment from refinery to airport (Tài liệu, giám sát và thử nghiệm nhiên liệu hàng không trong quá trình giao hàng từ nhà máy lọc dầu đến cảng hàng không)

API 1595 Design, construction, operation, maintenance, and inspection of aviation pre-airfield storage terminals (Thiết kế, xây dựng, vận hành, bảo trì và kiểm tra giám sát các kho đầu nguồn, kho trung chuyển tồn chứa nhiên liệu hàng không)

JIG 1 Aviation fuel quality controls & operating standards for into-plane fuelling services (Tiêu chuẩn về kiểm soát chất lượng nhiên liệu hàng không và thực hiện dịch vụ tra nạp nhiên liệu cho tàu bay)

JIG 2 Aviation fuel quality control & operating standards for airport depots and hydrants (Tiêu chuẩn kiểm soát chất lượng & vận hành nhiên liệu hàng không cho các kho sân bay và các hệ thống tra nạp ngầm)

3  Yêu cầu chung

3.1  Trừ khi có quy định khác, tiêu chuẩn này quy định các chỉ tiêu bắt buộc của nhiên liệu tuốc bin hàng không có chứa hydrocacbon tổng hợp tại thời điểm và địa điểm xuất xứ lô hàng.

4  Thuật ngữ, định nghĩa

...

...

...

4.1.1  Tiêu chuẩn này áp dụng các thuật ngữ định nghĩa nêu trong ASTM D4175.

4.1.2

Hydrocacbon thông thường (Conventional hydrocarbons)

Hydrocacbon có nguồn gốc từ các nguồn thông thường sau: dầu thô, các condensat khí thiên nhiên dạng lỏng, dầu nặng, dầu đá phiến và cát dầu.

4.2  Định nghĩa các thuật ngữ cụ thể đối với tiêu chuẩn này

4.2.1

Kerosin tổng hợp Ancol-to-Jet có chất thơm (Alcohol-to-jet synthetic kerosene with aromatics)

ATJ-SKA

Thành phần phối trộn tổng hợp bắt đầu từ ancol được sản xuất bằng cách tách nước ban đầu, sau đó bán sản phẩm được chia làm hai dòng với một dòng trải qua bước chế biến là oligome hóa, hydro hóa và chưng cất phân đoạn và dòng còn lại bao gồm aromat hóa và chưng cất phân đoạn, sau đó cả hai dòng được phối trộn với nhau.

...

...

...

Kerosin gốc parafin tổng hợp Ancol-to-Jet (Alcohol-to-jet synthetic paraffinic kerosene)

ATJ-SPK

Kerosin gốc parafin tổng hợp bắt đầu từ ancol hoặc olefin được chế biến qua các bước sau: loại nước (chỉ áp dụng cho nguyên liệu đầu vào là ancol), oligome hóa, hydro hóa và phân đoạn hóa (A.5).

4.2.3

Xuất xứ lô hàng/Điểm khởi tạo lô hàng (batch origination)

Điểm sản xuất lô hàng nhiên liệu được chứng nhận đáp ứng theo TCVN 14414 (ASTM D7566).

4.2.4

Thành phần phối trộn thông thường (conventional blending component)

Dòng phối trộn có nguồn gốc từ hydrocarbon thông thường.

...

...

...

Chế biến hydro (hydroprocessed)

Xử lý hóa học thông thường trong đó hydro phản ứng với các hợp chất hữu cơ khi có chất xúc tác để loại bỏ tạp chất như oxy, lưu huỳnh, nitơ; để bão hòa hydrocacbon không bão hòa; hoặc để thay đổi cấu trúc phân tử của các phân tử hydrocacbon.

4.2.6

Vật liệu ngẫu nhiên đã xác định (identified incidental materials)

Các hóa chất và các hỗn hợp có hàm lượng được xác định giới hạn trên trong quy định kỹ thuật của nhiên liệu hàng không nhưng không phải là chất phụ gia được phê duyệt.

4.2.7

Phương pháp đo lường (metrological method)

Phương pháp định lượng cặn trong ống sử dụng kỹ thuật đo độ dày cặn dựa trên quang học và kỹ thuật lập bản đồ được mô tả trong các phụ lục ASTM D3241.

4.2.8

...

...

...

CHJ

Thành phần phối trộn tổng hợp bao gồm chủ yếu là n-parafin, cycloparafin, isoparafin và chất thơm.

4.2.9

Hydrocacbon tổng hợp (synthesized hydrocarbons)

Các hydrocacbon có nguồn gốc từ các nguồn thay thế như than, khí thiên nhiên, sinh khối, axit béo và este của axit béo và chất béo cùng với dầu đã hydro hóa được chế biến bằng các quá trình như khí hóa, tổng hợp Fischer-Tropsch, chuyển hóa thủy nhiệt và chế biến hydro.

4.2.10

Iso-parafin tổng hợp (synthesized iso-paraffins)

SIP

Thành phần phối trộn tổng hợp bao gồm chủ yếu là các iso-parafin.

...

...

...

Kerosin gốc parafin tổng hợp (synthesized paraffinic kerosine)

SPK

Thành phần phối trộn tổng hợp bao gồm chủ yếu là các iso-parafin, n-parafin và cycloparafin.

4.2.11.1  Vật liệu vết được phép có mặt miễn sao chúng là các thành phần thường có trong nhiên liệu phản lực loại chế biến hydro, chúng bao gồm nhưng không giới hạn các chất hữu cơ vết, hợp chất nitơ, nước, không khí hòa tan, v.v...

4.2.12

Kerosin gốc parafin tổng hợp từ hydrocacbon, este và axit béo qua chế biến hydro (synthesized paraffinic kerosine from hydroprocessed hydrocarbons, esters and fatty acids)

HC-HEFA SPK

Thành phần phối trộn tổng hợp bao gồm các hydrocacbon có nguồn gốc sinh học cùng axit béo tự do và este axit béo (ví dụ, este metyl axit béo) đã được hydro hóa để bão hòa các phân tử hydrocacbon và loại bỏ về cơ bản toàn bộ oxy.

4.2.13

...

...

...

SPK/A

Thành phần phối trộn tổng hợp bao gồm kerosin gốc parafin tổng hợp (SPK) đã được thêm hợp chất thơm tổng hợp.

4.2.14

Thành phần phối trộn tổng hợp (synthetic blending component)

Hydrocacbon tổng hợp đáp ứng các yêu cầu của một trong các phụ lục, từ A.1 đến A.8.

5  Phân loại

5.1  Có hai loại nhiên liệu tuốc bin hàng không như sau:

5.1.1  Jet A và Jet A-1: Sản phẩm chưng cất có điểm chớp cháy tương đối cao thuộc loại kerosin.

5.2  Jet A và Jet A-1 đại diện cho hai loại nhiên liệu kerosin khác nhau về điểm băng. Các loại khác sẽ được nhận diện phù hợp.

...

...

...

6.1  Nhiên liệu tuốc bin hàng không, trừ khi được xác định khác trong tiêu chuẩn này, phải bao gồm các hỗn hợp thành phần hoặc nhiên liệu sau:

6.1.1  Các thành phần phối trộn thông thường hoặc nhiên liệu Jet A hoặc Jet A-1 được chứng nhận theo ASTM D1655 và thành phần phối trộn tổng hợp nêu trong A.1 với thể tích lên đến 50 %.

6.1.2  Các thành phần phối trộn thông thường hoặc nhiên liệu Jet A hoặc Jet A-1 được chứng nhận theo ASTM D1655 và thành phần phối trộn tổng hợp nêu trong A.2 với thể tích lên đến 50 %.

CHÚ THÍCH 1: Khả năng thêm 50 % thành phần phối trộn A.1 hoặc A.2 (SPK) vào Jet A hoặc Jet A-1 cũng bị hạn chế bởi các tính chất vật lý của nhiên liệu mà nó được phối trộn. Thực tế đã chỉ ra rằng khối lượng riêng hoặc hàm lượng chất thơm hoặc cả hai của nhiên liệu tinh chế thường giới hạn lượng SPK có thể được thêm vào hỗn hợp cuối cùng xuống dưới 50 %.

6.1.3  Các thành phần phối trộn thông thường hoặc nhiên liệu Jet A hoặc Jet A-1 được chứng nhận theo ASTM D1655 và thành phần phối trộn tổng hợp nêu trong A.3 với thể tích lên đến 10 %.

CHÚ THÍCH 2: Khả năng thêm 10 % thành phần phối trộn A.3 (SIP) vào Jet A hoặc Jet A-1 cũng có thể bị hạn chế bởi các tính chất vật lý của nhiên liệu mà nó được phối trộn. Trong những trường hợp cực đoan, độ nhớt của nhiên liệu tinh chế có thể hạn chế lượng SIP có thể được thêm vào hỗn hợp cuối cùng xuống dưới 10 %.

6.1.4  Các thành phần phối trộn thông thường hoặc nhiên liệu Jet A hoặc Jet A-1 được chứng nhận theo ASTM D1655 và thành phần phối trộn tổng hợp nêu trong A.4 với thể tích lên đến 50 %.

CHÚ THÍCH 3: Khả năng thêm 50 % thành phần phối trộn A.4 (SPK/A) vào Jet A hoặc Jet A-1 cũng có thể bị hạn chế bởi các tính chất vật lý của nhiên liệu được phối trộn. Khối lượng riêng hoặc hàm lượng chất thơm, hoặc cả hai, của nhiên liệu tinh chế có thể giới hạn lượng SPK/A được thêm vào hỗn hợp cuối cùng xuống dưới 50 %.

6.1.5  Các thành phần phối trộn thông thường hoặc nhiên liệu Jet A hoặc Jet A-1 được chứng nhận theo ASTM D1655 và thành phần phối trộn tổng hợp nêu trong A.5 với thể tích lên đến 50 %.

...

...

...

6.1.7  Các thành phần phối trộn thông thường hoặc nhiên liệu Jet A hoặc Jet A-1 được chứng nhận theo ASTM D1655 và thành phần phối trộn tổng hợp nêu trong A.7 với thể tích lên đến 10 %.

6.1.8  Các thành phần phối trộn thông thường hoặc nhiên liệu Jet A hoặc Jet A-1 được chứng nhận theo ASTM D1655 và thành phần phối trộn tổng hợp nêu trong A.8 với thể tích lên đến 50 %.

6.2  Nhiên liệu được sử dụng trong động cơ và tàu bay đã có chứng nhận thì cuối cùng cũng cần phải lấy chứng nhận phê duyệt bởi cơ quan chuyên trách sau khi nộp bằng chứng chính thức cho cơ quan này như một phần của chương trình chứng nhận loại cho kiểu tàu bay và động cơ đó. Các phụ gia được sử dụng làm chất bổ sung cho nhiên liệu được phê duyệt cũng phải được phê duyệt tương tự trên cơ sở riêng lẻ (xem B.1.2.4).

6.3  Phụ gia - Chỉ những phụ gia được ngành hàng không (bao gồm cả cơ quan chứng nhận tàu bay) phê duyệt mới được phép có trong nhiên liệu mà tàu bay được vận hành. Các phụ gia được phê duyệt sử dụng trong nhiên liệu phản lực TCVN 14414 (ASTM D7566) được nêu trong Bảng 1 và Bảng 2. Chúng có thể được sử dụng trong phạm vi giới hạn nồng độ được nêu trong các bảng này và chịu mọi hạn chế mô tả trong các chú thích của bảng.

6.4  Liên quan đến yêu cầu kiểm soát phụ gia chế biến trong sản xuất nhiên liệu phản lực, xem B.3.

6.5  Từ điểm sản xuất đến điểm phối trộn để đáp ứng quy định kỹ thuật của tiêu chuẩn này, thành phần phối trộn tổng hợp phải được quản lý, kiểm soát, bảo quản và vận chuyển theo cùng cách với nhiên liệu phản lực thành phẩm để duy trì tính toàn vẹn của sản phẩm, cần phải quản lý phù hợp các thay đổi tại các địa điểm sản xuất, phân phối và tồn chứa để duy trì tính toàn vẹn của sản phẩm (xem B.3).

Bảng 1 - Yêu cầu chi tiết đối với nhiên liệu tuốc bin hàng không có chứa hydrocacbon tổng hợp^A

Đặc tính

Jet A hoặc Jet A-1

...

...

...

1. THÀNH PHẦN

1.1. Axit tổng, mg KOH/g

Max

0,10

TCVN 7419 (ASTM D3242)/IP 354

1.2. Chất thơm:

...

...

...

Phải đáp ứng một trong các yêu cầu sau:

1.2.1. Chất thơm, % thể tích

8^C^,^D đến 25

TCVN 7330 (ASTM D1319) hoặc IP 156,^E ASTM D8267 hoặc ASTM D8305^F

hoặc

...

...

...

8,4^C^,^D đến 26,5

TCVN 12921 (ASTM D6379)/IP 436

1.3. Lưu huỳnh, mercaptan,^G % khối lượng

Max

0,003

TCVN 2685 (ASTM D3227)/IP 342

1.4. Lưu huỳnh tổng, % khối lượng

Max

0,30

...

...

...

2. ĐẶC TÍNH BAY HƠI

2.1. Thành phần cất

TCVN 2698 (ASTM D86),^H TCVN 11585 (ASTM D2887)/IP 406,^I ASTM D7344,^J^,^K ASTM D7345,^J IP 123^H

- Nhiệt độ chưng cất, °C:

Nhiệt độ thu hồi 10 % thể tích (T10)

...

...

...

205

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích (T90)

Báo cáo

Điểm sôi cuối

...

...

...

300

T50 trừ T10

Min ^D,L

15

T90 trừ T10

Min ^D,L

40

- Cặn chưng cất, %

Max

...

...

...

- Hao hụt, %.

Max

1,5

2.2. Điểm chớp cháy, °C

Min

38^M

TCVN 7485 (ASTM D56), TCVN 6608 (ASTM D3828),^N ASTM D7236,^N IP 170,^N IP 523,^N IP 534^N

2.3. Khối lượng riêng ở 15 °C, kg/m^3

775 đến 840

...

...

...

3. ĐẶC TÍNH CHẢY

Điểm băng, °C

Max

Jet A° -40

Jet A-1° -47

TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435, ASTM D7153/IP 529, ASTM D7154 hoăc IP 528, hoặc TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16

4. ĐỘ NHỚT

...

...

...

1. Yêu cầu sau phải được đáp ứng đối với nhiên liệu phản lực bán tổng hợp có chứa các thành phần tổng hợp A.1 hoặc A.4 được phối trộn tương ứng theo 6.1.1 hoặc 6.1.4:

Max

8,0

Độ nhớt ở -20 °C, mm^2/s^P

TCVN 3171 (ASTM D445) hoăc IP 71, Điều 1, ASTM D7042,^Q ASTM D7945

Hoặc

...

...

...

Độ nhớt ở -20 °C, mm^2/s^P

Max

8,0

TCVN 3171 (ASTM D445) hoặc IP 71, Điều 1, ASTM D7042,^Q ASTM D7975

Hoặc

3. Yêu cầu sau phải được đáp ứng đối với nhiên liệu phản lực bán tổng hợp có chứa các thành phần tổng hợp A.2, hoặc A.3, hoặc A.6, hoặc A.7, hoặc A.8 được phối trộn tương ứng theo 6.1.2, hoặc 6.1.3, hoặc 6.1.6, hoặc 6.1.7, hoặc 6.1.8:

Độ nhớt ở -20 °C, mm^2/s^P

Max

8,0

...

...

...

và

Độ nhớt ở -40 °C, mm^2/s^P

Max

12,0

TCVN 3171 (ASTM D445)^R hoặc IP 71, Điều 1,^R ASTM D7042,^Q ASTM D7975

Hoặc

4. Yêu cầu sau phải được đáp ứng đối với nhiên liệu phản lực bán tổng hợp có chứa các thành phần tổng hợp A.5 được phối trộn với thể tích lớn hơn 30 % theo 6.1.5:

Độ nhớt ở -20 °C, mm^2/s^P

Max

...

...

...

TCVN 3171 (ASTM D445) hoặc IP 71, Điều 1, ASTM D7042,^Q ASTM D7945

và

Độ nhớt ở -40 °c, mm^2/s^p

Max

12,0

TCVN 3171 (ASTM D445)^R hoặc IP 71, Điều 1,^R ASTM D7042,^Q ASTM D7945

5. ĐẶC TÍNH BÔI TRƠN

...

...

...

Độ bôi trơn^S, mm

Max

0,85

TCVN 14401 (ASTM D5001)

6. ĐẶC TÍNH CHÁY

Nhiệt trị cháy thực, MJ/kg

...

...

...

42,8^T

ASTM D4529, TCVN 14400 (ASTM D3338), ASTM D4809 hoặc IP 12

Một trong các yêu cầu sau phải đáp ứng:

(1) Chiều cao ngọn lửa không khói, mm,

Min

25,0

...

...

...

hoặc

(2) Chiều cao ngọn lửa không khói, mm

Min

18,0

TCVN 7418 (ASTM D1322)/IP 598

và Naphtalen, % thể tích

...

...

...

3,0

TCVN 7989 (ASTM D1840) hoặc ASTM D8305^U

7. ĐẶC TÍNH ĂN MÒN

Ăn mòn mảnh đồng, 2 h tại 100 °C

Max

Loại 1

...

...

...

8. ĐỘ ỔN ĐỊNH NHIỆT^V

2,5 h tại nhiệt độ kiểm soát là 260 °C, phút

Chênh lệch áp qua màng lọc, mm Hg

Max

25

ASTM D3241^W/IP 323^W

...

...

...

(1) Phụ lục A1 VTR, mã màu VTR

Nhỏ hơn 3

...

...

...

(2) Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR, hoặc Phụ lục A4 MWETR, trung bình trên diện tích 2,5 mm^2, nm

Max

85

9. TẠP CHẤT

- Hàm lượng nhựa thực tế, mg/100mL.

...

...

...

7

TCVN 6593 (ASTM D381), IP 540

- Trị số tách nước MSEP,^S mức

TCVN 7272 (ASTM D3948)

Nhiên liệu không có phụ gia dẫn điện

Min

85

...

...

...

Nhiên liệu có phụ gia dẫn điện

Min

70

10. PHỤ GIA

Độ dẫn điện, pS/m

Xem 6.3^Y

...

...

...

^A Để phù hợp các kết quả thử nghiệm theo các yêu cầu của Bảng 1, xem 7.3.

^B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong Điều 11. Các phương pháp thử trọng tài được in đậm, nếu áp dụng.

^C Hàm lượng chất thơm tối thiểu là dựa trên kinh nghiệm hiện tại với các hỗn hợp đã được phê duyệt của các thành phần phối trộn tổng hợp với nhiên liệu có nguồn gốc từ dầu mỏ thông thường và các mức đó được thiết lập từ những gì điển hình cho nhiên liệu phản lực tinh chế. Nghiên cứu đang được tiến hành về nhu cầu thực tế đối với chất thơm.

^D Tiêu chí về chất thơm tối thiểu và độ dốc chưng cất chỉ áp dụng cho nhiên liệu tuốc bin hàng không có chứa hydrocarbon tổng hợp được sản xuất theo tiêu chuẩn này và không áp dụng cho nhiên liệu tuốc bin hàng không thông thường được sản xuất theo ASTM D1655. Một số lô nhiên liệu tuốc bin hàng không được sản xuất theo ASTM D1655 có thể không đáp ứng tiêu chí về chất thơm tối thiểu và độ dốc chưng cất được quy định trong Bảng 1 của tiêu chuẩn này.

^E Khi phân tích nhiên liệu tuốc bin hàng không theo TCVN 7330 (ASTM D1319) hoặc IP 156, người sử dụng không cần phải báo cáo kết quả thu được khi sử dụng bất kỳ số lô nào sau đây của gel nhuộm chỉ thị huỳnh quang: 3000000975, 3000000976, 3000000977, 3000000978, 3000000979 và 3000000980.

^F Kết quả từ ASTM D8305 sẽ được hiệu chính độ chệch bằng cách sử dụng phương trình hiệu chính độ chệch cho tổng chất thơm trong Điều 13 (Độ chụm và Độ chệch) của ASTM D8305. Kết quả chất thơm đã hiệu chính độ chệch cũng sẽ được sử dụng trong TCVN 14400 (ASTM D3338).

^G Có thể miễn xác định lưu huỳnh mercaptan nếu nhiên liệu được coi là ngọt theo thử nghiệm Doctor được mô tả trong TCVN 7486 (ASTM D4952) hoặc IP 30.

^HChưng cất nhiên liệu phản lực theo TCVN 2698 (ASTM D86) hoặc IP 123 phải được chạy ở điều kiện Nhóm 4, trừ khi nhiệt độ ngưng tụ Nhóm 3 được sử dụng.

^I Các tiêu chí về đặc tính chưng cất được quy định theo đơn vị thang đo TCVN 2698 (ASTM D86) hoặc IP 123. Kết quả TCVN 11585 (ASTM D2887) hoặc IP 406 sẽ được chuyển đổi thành kết quả TCVN 2698 (ASTM D86) hoặc IP 123 ước tính bằng cách áp dụng tương quan trong Phụ lục D của TCVN 11585 (ASTM D2887) hoặc Phụ lục G của IP 406 để so sánh với các tiêu chí chưng cất được quy định. Các giới hạn về hao hụt và cặn chưng cất cung cấp khả năng kiểm soát quy trình chưng cất trong các phương pháp TCVN 2698 (ASTM D86) và IP 123 và không áp dụng cho TCVN 11585 (ASTM D2887) hoặc IP 406. Cặn chưng cất và hao hụt sẽ được báo cáo là "không áp dụng" (N/A) khi báo cáo kết quả TCVN 11585 (ASTM D2887) hoặc IP 406.

...

...

...

^K Dữ liệu hỗ trợ việc đưa phương pháp luận ASTM D7344 vào hồ sơ tại Trụ sở quốc tế ASTM và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:D02-1621 và RR:D02-1855. Liên hệ với Dịch vụ khách hàng ASTM theo địa chỉ www.astm.org/contact.

^L Các giới hạn độ dốc chưng cất này dựa trên kinh nghiệm hiện tại với các hỗn hợp đã được phê duyệt của các thành phần phối trộn tổng hợp với nhiên liệu có nguồn gốc từ dầu mỏ thông thường và các giá trị này được thiết lập từ những gì điển hình cho nhiên liệu phản lực tinh chế. Nghiên cứu đang được tiến hành về các yêu cầu thực tế đối với độ dốc chưng cất.

^M Quy định điểm chớp cháy tối thiểu cao hơn có thể được thỏa thuận giữa người mua và nhà cung cấp.

^N So với TCVN 7485 (ASTM D56), kết quả thu được theo TCVN 2693 (ASTM D93) có thể cao hơn tới 1,5 °C; kết quả theo IP 170, IP 534 và ASTM D7236 có thể cao hơn tới 0,5 °C; kết quả theo ASTM D3828 (IP 523) có thể thấp hơn 0,5 °C (báo cáo nghiên cứu đang chờ nộp tại ASTM và có tại Viện Năng lượng Hoa kỳ với tên gọi ILS2019_MMS_1).

^O Các điểm băng khác có thể được thỏa thuận giữa nhà cung cấp và người mua.

^P 1 mm^2/s = 1 cSt.

^Q Kết quả của ASTM D7042 sẽ được chuyển đổi thành kết quả độ nhớt động học đã hiệu chính độ chệch bằng cách áp dụng phép hiệu chính được mô tả trong 15.4.4 của ASTM D7042.

^R Điều 1 trong TCVN 3171 (ASTM D445) hoặc IP 71 cho phép đo độ nhớt ở -40 °C, tuy nhiên các giá trị độ chụm được xác định đến -20 °C. Dữ liệu tương quan kết quả thử nghiệm ở -40 °C cho TCVN 3171 (ASTM D445) và các phương pháp thử nghiệm ASTM liên quan khác được cung cấp trong Báo cáo nghiên cứu RR: D02-1776, Đánh giá iso-Parafin tổng hợp được sản xuất từ Đường lên men thủy phân (Nhiên liệu SIP), do TOTAL New Energies, Amyris, Inc. và Phòng thí nghiệm nghiên cứu Không quân Hoa Kỳ (AFRL) chuẩn bị, Phiên bản cuối cùng, tháng 2/2014.

^S Tại nơi sản xuất.

...

...

...

^U Kết quả từ ASTM D8305 sẽ được hiệu chính độ chệch bằng phương trình hiệu chính độ chệch cho tổng hàm lượng các hợp chất thơm đa nhân trong Điều 13 (Độ chụm và Độ chệch) của ASTM D8305.

^V Khi phân tích nhiên liệu tuốc bin hàng không bằng ASTM D3241 hoặc IP 323, người sử dụng không cần phải báo cáo kết quả thu được khi sử dụng thiết bị 230 Mk IV có chứa bộ lọc nhiên liệu không tiêu hao nằm trong đường ống dẫn trên thượng nguồn so với bộ lọc sơ bộ 0,45 μm.

^W Độ ổn định nhiệt ASTM D3241/IP 323 là một thử nghiệm nhiên liệu hàng không quan trọng, kết quả của thử nghiệm này được sử dụng để đánh giá tính phù hợp của nhiên liệu phản lực đối với việc tuân thủ các quy định về an toàn hoạt động hàng không. Tính toàn vẹn của thử nghiệm ASTM D3241/IP 323 yêu cầu các ống gia nhiệt (coupon thử nghiệm) phải đáp ứng các yêu cầu tại Bảng 2 của ASTM D3241 và cho ra kết quả tương đương với các yêu cầu của ASTM D3241 khi thử với các ống gia nhiệt do nhà sản xuất thiết bị gốc (OEM) cung cấp. Một giao thức thử nghiệm để chứng minh tính tương đương của ống gia nhiệt từ các nhà cung cấp khác có trong hồ sơ tại Trụ sở chính quốc tế của ASTM và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:D02-1550. Ống gia nhiệt và bộ lọc do OEM sản xuất (PAC, 8824 Fallbrook Drive, Houston, TX 77064) đã được sử dụng để xây dựng ASTM D3241/IP 323. Ống gia nhiệt và bộ lọc do Falex sản xuất (Falex Corporation, 1020 Airpark Dr., Sugar Grove, IL, 60554-9585) đã được chứng minh là mang lại kết quả tương đương (xem ASTM D3241 để biết thông tin tham khảo báo cáo nghiên cứu).

^X Mức đóng cặn sẽ được đo bằng ASTM D3241 Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR, khi có sẵn thiết bị. Nếu thiết bị Phụ lục A2 ITR báo cáo "N/A" cho phép đo thể tích của ống, thì kết quả sẽ không đạt và giá trị được báo cáo là >85 nm. Đánh giá trực quan ống gia nhiệt theo phương pháp trong Phụ lục A1 của ASTM D3241 là không cần thiết khi các kết quả đo độ dày cặn theo phương pháp của Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR đã được báo cáo. Trong trường hợp có tranh chấp giữa kết quả từ phương pháp trực quan và phương pháp đo lường, trọng tài sẽ xem xét phương pháp Phụ lục A3 ETR nếu có, nếu không thì sẽ xem xét các phương pháp Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A4 MWETR. Dữ liệu hỗ trợ việc đưa Phụ lục A4 MWETR vào đã được nộp tại Trụ sở chính của ASTM Quốc tế và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:D02-2072. Liên hệ với Dịch vụ khách hàng của ASTM theo địa chỉ www.astm.org/contact.

^Y Nếu sử dụng phụ gia dẫn điện, độ dẫn điện không được vượt quá 600 pS/m tại điểm sử dụng nhiên liệu. Khi chất phụ gia dẫn điện được người mua chỉ định, độ dẫn điện sẽ là 50 pS/m đến 600 pS/m theo các điều kiện tại điểm giao hàng. (1 pS/m = 1 x 10^-12 Ω^-1m^-1).

Bảng 2 - Các yêu cầu chi tiết đối với phụ gia trong nhiên liệu tuốc bin hàng không

Phụ gia

Liều lượng

...

...

...

Phụ gia chống oxy hóa^A^,^B

một trong các chất hoặc hỗn hợp chất sau đây:

- 2,6 ditertiary-butyl phenol

- 2,6 ditertiary-butyl-4-metyl phenol

- 2,4 dimetyl-6-tertiary-butyl-phenol

- 2,6-ditertiary-butyl-phenol = min. 75 % và hỗn hợp tertiary và tritertiary-butyl-phenol = max. 25 %

- 2,4-dimetyl-6-tertiary-butyl-phenol = min. 55 % và 4 metyl-2,6-ditertiary-butyl-phenol = min.15 %, phần còn lại là hỗn hợp monometyl và dimetyl-tertiary-butyl-phenol

- 2,4-dimetyl-6-tertiary-butyl-phenol = min. 72 % và hỗn hợp tertiary-butyl-metyl-phenol và tertiary-butyl dimetyl phenol = max. 28 %

Max. 24,0 mg/L^C

...

...

...

- N,N-disalicyliden-1,2-propan diamin

+ Pha tại lần phối trộn đầu tiên

+ Tổng nồng độ tích lũy sau khi phối trộn lại tại hiện trường

Phụ gia ức chế đóng băng hệ thống nhiên liệu^E^,^F^,^G^,^H

- Dietylen Glycol Monometyl Ete (Xem ASTM D4171 Loại III)

Max. 2,0 mg/L^C,D

Max. 5,7 mg/L

Min. 0,07 % thể tích^I

Max. 0,15 % thể tích

...

...

...

Phụ gia cải thiện tính dẫn điện^J, một trong các chất sau đây:

- AvGuard^K SDA^L

+ Pha tại lần phối trộn đầu tiên

Max. 3 mg/L

+ Tổng nồng độ tích lũy sau khi phối trộn lại tại hiện trường

Max. 5 mg/L

- Stadis 450^L,M

...

...

...

Max. 3 mg/L

+ Tổng nồng độ tích lũy sau khi phối trộn lại tại hiện trường

Max. 5 mg/L

+ Nếu nồng độ phụ gia không được biết tại thời điểm xử lý lại, nồng độ bổ sung được giới hạn ở mức tối đa 2 mg/L

Phụ gia phát hiện rò rỉ

- Tracer A (LDTA-A)^N

Max. 1 mg/kg

Phụ gia diệt khuẩn^E,O,P

...

...

...

Phụ gia bảo dưỡng và bảo quản, vận chuyển, sử dụng nhiên liệu

Phụ gia ức chế ăn mòn/cải thiện tính bôi trơn^R, một trong các phụ gia sau:

- Innospec DCI-4A^S

Max. 23 mg/L

- Nalco 5403

Max. 23 mg/L

Phụ gia kiểm soát nước nhiễm vào nhiên liệu máy bay

...

...

...

- Kerojet Aquarius PRD 30568468^T

Max. 250 ppmv

^A Thành phần hoạt tính của chất phụ gia phải đáp ứng thành phần được quy định.

^B Dữ liệu hỗ trợ đã được lưu tại Trụ sở ASTM Quốc tế và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:002-1125. Liên hệ với Dịch vụ khách hàng ASTM theo địa chỉ www.astm.org/contact.

^C Thành phần hoạt tính (không bao gồm khối lượng dung môi).

^D Nếu nghi ngờ nhiễm đồng, quá trình xử lý ban đầu có thể vượt quá 2,0 mg/L nhưng tổng tích lũy phải dưới 5,7 mg/L.

^E Nhà cung cấp nhiên liệu phải khai báo số lượng và được sự đồng ý của người mua.

^F Hàm lượng DiEGME có thể được phân tích theo phương pháp quy định tại ASTM D5006.

^G DiEGME không phù hợp để sử dụng trong các hệ thống hạ nguồn có sử dụng bộ kiểm soát lọc EI 1583, các bộ kiểm soát lọc này thường được sử dụng tại điểm tiếp nhiên liệu cho tàu bay. Hướng dẫn bổ sung được cung cấp trong Chương 9 của EI 1550.

...

...

...

^I Mức giới hạn dưới cho phép của nồng độ FSII trong nhiên liệu phản lực là dựa trên nghiên cứu của Không quân Hoa Kỳ như được ghi chép trong báo cáo AFRL-RQ-WP-TR-2013-0271. Một số động cơ và tàu bay được cấp chứng nhận yêu cầu phụ gia ức chế đóng băng với nồng độ tối thiểu cao hơn giới hạn dưới nêu trong quy định kỹ thuật này. Khi tiếp nhiên liệu cho tàu bay, nhiên liệu phải được bổ sung thêm phụ gia với mức nồng độ được chỉ định trong hướng dẫn sử dụng động cơ và tàu bay phù hợp.

^J Nếu sử dụng chất cải thiện độ dẫn điện, độ dẫn điện không được vượt quá 600 pS/m tại thời điểm sử dụng nhiên liệu. Khi người mua quy định phụ gia độ dẫn điện, độ dẫn điện phải là 50 pS/m đến 600 pS/m theo các điều kiện tại thời điểm giao hàng. (1 pS/m = 1 x 10^-12 Ω^-1m^-^1)

^K AvGuard là nhãn hiệu của Afton Chemical Corporation, 500 Spring Street Richmond, VA 23219. Tài liệu hỗ trợ cho phụ gia này có trong RR:002-1861. Liên hệ với Dịch vụ khách hàng ASTM theo địa chỉ www.astm.org/contact.

^L Hàm lượng phụ gia cải thiện tính dẫn điện có thể được xác định theo ASTM D7524.

^M Stadis 450 là nhãn hiệu đã đăng ký kinh doanh bởi Innospec Inc., Innospec Manufacturing Park, Oil Sites Road, Ellesmere Port, Cheshire, CH65 4EY, Vương quốc Anh.

^N Tracer A (LOTA-A) là nhãn hiệu đã đăng ký của Praxair Services, Inc., Tucson, AZ. 85705.

^O Các phụ gia diệt khuẩn có sẵn để sử dụng có kiểm soát. Khi sử dụng các phụ gia như vậy trong nhiên liệu, phải kiểm tra tình trạng phê duyệt của phụ gia và các điều kiện liên quan đối với tàu bay và động cơ cụ thể sẽ được vận hành.

^P Tham khảo Sổ tay bảo dưỡng tàu bay (AMM) để xác định xem phụ gia diệt khuẩn sau đây có được phê duyệt để sử dụng hay không và liều lượng và cách sử dụng phù hợp.

^Q Biobor JF là nhãn hiệu đã đăng ký của Hammonds Fuel Additives, Inc., 6951 W. Little York, Houston, TX 77040.

...

...

...

^S Innospec DCI-4A có sẵn tại Innospec Inc., Innospec Manufacturing Park, Oil Sites Road, Ellesmere Port, Cheshire, CH65 4EY, Vương quốc Anh.

^T Kerojet Aquarius có sẵn tại BASF SE, Carl-Bosch-Strasse 38, 0-67056 Ludwigshafen am Rhein, Đức. Bất kỳ thay đổi nào về quy trình hoặc công thức đối với Kerojet Aquarius Mã sản phẩm (PRO) là 30568468 gây mất hiệu lực dữ liệu đã đệ trình trong Báo cáo nghiên cứu ASTM RR:002-2001 sẽ cần phải yêu cầu một PRO mới và là độc nhất. Lưu ý rằng xét đến chức năng độc nhất của Kerojet Aquarius và nhu cầu quản lý cẩn thận khi sử dụng, phụ gia này chỉ được sử dụng khi tuân thủ các biện pháp kiểm soát sau: (1) Tham khảo Tài liệu về tàu bay (ví dụ: các phụ gia được phê duyệt có trong Bảng dữ liệu chứng nhận loại (TCDS), Sổ tay bay tàu bay (AFM), Sổ tay bảo dưỡng tàu bay (AMM), Danh sách vật liệu tiêu hao (CML) hoặc các tài liệu liên quan khác) để biết cách sử dụng và liều lượng được phê duyệt cho tổ hợp tàu bay/ động cơ/APU cụ thể. (2) Phụ gia được thêm sau lần lọc cuối cùng ở lớp vỏ tàu bay. Đối với khả năng xả nhiên liệu cho tàu bay, không để phụ gia đi qua bộ lọc EI 1581 và EI 1583. (3) Chỉ thêm theo liều lượng tuân thủ Tài liệu về tàu bay và thông lệ khuyến nghị được nêu chi tiết trong quy định kỹ thuật này. (4) Thông tin về trang thiết bị bảo quản, vận chuyển, sử dụng và phun có trong Sổ tay hướng dẫn sử dụng Kerojet Aquarius và RR:002-2001.

7  Các yêu cầu chi tiết

7.1  Các nhiên liệu tuốc bin hàng không đều phải tuân thủ các yêu cầu được quy định trong Bảng 1 trừ khi có chú thích khác như nêu trong 7.2, A.1, A.2, A.3, A.4, A.5, A.6, A.7 hoặc A.8, tùy theo trường hợp nào được áp dụng.

7.2  Yêu cầu về độ nhớt của Bảng 1 áp dụng cho từng lô nhiên liệu theo các yêu cầu sau:

7.2.1  Yêu cầu về độ nhớt ở nhiệt độ -20 °C tối đa 8,0 mm^2/s áp dụng cho từng lô nhiên liệu chứa các thành phần phối trộn tổng hợp quy định tại A.1 hoặc A.4 được phối trộn tương ứng với thành phần nêu tại 6.1.1 và 6.1.4.

7.2.2  Yêu cầu về độ nhớt ở nhiệt độ -20 °C tối đa 8,0 mm^2/s áp dụng cho từng lô nhiên liệu chứa thành phần phối trộn tổng hợp quy định tại A.5 được phối trộn với tỷ lệ không quá 30 % thể tích với thành phần nêu tại 6.1.5.

7.2.3. Yêu cầu về độ nhớt ở nhiệt độ -20 °C tối đa 8,0 mm^2/s và yêu cầu về độ nhớt ở nhiệt độ -40 °C tối đa 12 mm^2/s áp dụng cho từng lô nhiên liệu có chứa các thành phần phối trộn tổng hợp được quy định tại A.2, A.3, A.6, A.7 hoặc A.8 được phối trộn tương ứng với thành phần nêu tại 6.1.2, 6.1.3, 6.1.6, 6.1.7 hoặc 6.1.8.

7.2.4. Yêu cầu về độ nhớt ở nhiệt độ -20 °C tối đa 8,0 mm^2/s và yêu cầu về độ nhớt ở nhiệt độ -40 °C tối đa 12 mm^2/s áp dụng cho từng lô nhiên liệu có chứa thành phần phối trộn tổng hợp được quy định tại A.5 được phối trộn với tỷ lệ lớn hơn 30 % thể tích với thành phần nêu tại 6.1.5.

...

...

...

7.4  Các kết quả thử nghiệm không được vượt quá giá trị tối đa hoặc nhỏ hơn giá trị tối thiểu được quy định trong Bảng 1, Bảng A.1.1 và Bảng A.1.2, Bảng A.2.1 và Bảng A.2.2, Bảng A.3.1 và Bảng A.3.2, Bảng A.4.1 và Bảng A.4.2, Bảng A.5.1 và Bảng A.5.2, Bảng A.6.1 và Bảng A.6.2, Bảng A.7.1 và Bảng A.7.2, Bảng A.8.1 và Bảng A.8.2. Không xem xét đến độ chụm của các phương pháp thử. Để xác định sự phù hợp với yêu cầu của tiêu chuẩn kỹ thuật, áp dụng ASTM E29 để làm tròn kết quả thử nghiệm đến cùng số chữ số có nghĩa như trong Bảng 1, Bảng A.1.1 và Bảng A.1.2, Bảng A.2.1 và Bảng A.2.2, Bảng A.3.1 và Bảng A.3.2, Bảng A.4.1 và Bảng A.4.2, Bảng A.5.1 và Bảng A.5.2, Bảng A.6.1 và Bảng A.6.2, Bảng A.7.1 và Bảng A 7.2, và Bảng A.8.1 và Bảng A.8.2. Khi thực hiện nhiều lần phép xác định, phải áp dụng ASTM E29 để làm tròn kết quả trung bình.

8  Tay nghề, hoàn thiện và ngoại quan

8.1  Nhiên liệu tuốc bin hàng không được quy định trong tiêu chuẩn này phải không có chứa nước chưa hòa tan, cặn và tạp chất lơ lửng. Mùi của nhiên liệu không được gây buồn nôn hoặc khó chịu. Nếu nhiên liệu có mùi tương tự như mùi "trứng thối", xem B.1.12.5 để biết thêm chi tiết. Không được có chất nào có độc tính nguy hại đã biết trong điều kiện xử lý, bảo quản, vận chuyển và sử dụng thông thường, ngoại trừ khi tiêu chuẩn này cho phép.

9  Lấy mẫu

9.1  Do tầm quan trọng của các quy trình lấy mẫu thích hợp trong việc thiết lập chất lượng nhiên liệu, sử dụng các quy trình thích hợp trong TCVN 6777 (ASTM D4057) hoặc IP 475 để lấy mẫu đại diện từ lô nhiên liệu cần thử nghiệm sự phù hợp với tiêu chuẩn kỹ thuật để kiểm tra. Yêu cầu này được đáp ứng bằng cách sản xuất nhiên liệu dưới dạng một lô riêng biệt sau đó thử nghiệm để kiểm tra sự tuân thủ tiêu chuẩn kỹ thuật. Yêu cầu này không cho phép lấy trung bình các kết quả phân tích trực tuyến.

9.2  Một số đặc tính của nhiên liệu phản lực bao gồm độ ổn định nhiệt, khả năng tách nước, độ dẫn điện và các đặc tính khác rất nhạy cảm với nhiễm bẩn vết. Các nhiễm bẩn này có thể bắt nguồn từ các thùng chứa mẫu. Xem ASTM D4306 về các thùng chứa mẫu được khuyến nghị.

10  Báo cáo

10.1  Loại và số lượng báo cáo để đảm bảo sự phù hợp với các yêu cầu của tiêu chuẩn này phải được thoả thuận giữa người bán và người mua nhiên liệu tuốc bin hàng không.

11  Phương pháp thử

...

...

...

11.1  Các chỉ tiêu kỹ thuật được quy định trong tiêu chuẩn này được xác định theo các phương pháp thử sau đây

11.1.1  Khối lượng riêng: TCVN 6594 (ASTM D1298) hoặc IP 160 hoặc TCVN 8314 (ASTM D4052) hoặc IP 365.

11.1.2  Thành phần cất: TCVN 2698 (ASTM D86) hoặc IP 123. Đối với Jet A và Jet A-1, có thể sử dụng các phương pháp thay thế TCVN 11585 (ASTM D2887) hoặc IP 406, ASTM D7344 và ASTM D7345. Kết quả từ TCVN 11585 (ASTM D2887) hoặc IP 406 sẽ được báo cáo là kết quả TCVN 2698 (ASTM D86) hoặc IP 123 ước tính bằng cách áp dụng mối tương quan trong Phụ lục D của TCVN 11585 (ASTM D2887) hoặc Phụ lục G của IP 406. Kết quả từ ASTM D7344 và ASTM D7345 sẽ được hiệu chính độ chệch bằng cách áp dụng các hiệu chính GRP4 trong phần độ chụm và đô chệch tương ứng của từng phương pháp thử.

11.1.3  Điểm chớp cháy: TCVN 7485 (ASTM D56), TCVN 6608 (ASTM D3828), ASTM D7236, IP 170, IP 523 hoặc IP 534.

11.1.4  Điểm băng: TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435, ASTM D7153/IP 529, ASTM D7154 hoặc IP 528 hoặc TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16. Bất kỳ phương pháp thử nào trong số này đều có thể được sử dụng để chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực. Tuy nhiên, một nghiên cứu liên phòng (RR: D02-1572) đánh giá khả năng của các phương pháp đánh giá điểm băng trong việc phát hiện nhiên liệu phản lực bị nhiễm bẩn bởi nhiên liệu điêzen đã xác định rằng TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435 và ASTM D7153/IP 529 cung cấp khả năng phát hiện các thay đổi điểm băng do nhiễm bẩn nhất quán hơn đáng kể so với TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16 và ASTM D7154 hoặc IP 528. Vì vậy, các phương pháp TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435 hoặc ASTM D7153/IP 529, hoặc cả hai được khuyến nghị sử dụng để thực hiện chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực và điều đó là dựa trên cơ sở độ tái lập và khả năng phát hiện nhiễm bẩn chéo của các phương pháp đó báo cáo trong RR: D02-1572. Cần điều tra làm rõ nguyên nhân dẫn đến kết quả đo điểm băng bằng các phương pháp tự động nằm ngoài giới hạn của quy định kỹ thuật. Nhưng các kết quả như vậy sẽ không loại trừ việc sử dụng nhiên liệu cho hàng không nếu kết quả đo điểm băng của nhiên liệu đó theo phương pháp trọng tài vẫn nằm trong giới hạn quy định kỹ thuật của tiêu chuẩn này.

11.1.5  Độ nhớt: TCVN 3171 (ASTM D 445) hoặc Điều 1 của IP 71, ASTM D7042 hoặc ASTM D7945. Kết quả từ ASTM D7042 sẽ được báo cáo là kết quả độ nhớt động học đã hiệu chính độ chệch bằng cách áp dụng hiệu chính trong 15.4.4 quy định tại ASTM D7042, độ chệch tương đối cho nhiên liệu phản lực.

11.1.6  Nhiệt trị cháy thực: ASTM D4529, TCVN 14400 (ASTM D3338), ASTM D4809 hoặc IP 12.

11.1.7  Ăn mòn tấm đồng: TCVN 2694 (ASTM D130) hoặc IP 154.

11.1.8  Axit tổng: TCVN 7419 (ASTM D3242)/IP 354.

...

...

...

11.1.10  Hàm lượng lưu huỳnh mercaptan: TCVN 2685 (ASTM D3227)/IP 342.

11.1.11  Trị số tách nước MSEP: TCVN 7272 (ASTM D3948).

11.1.12  Hàm lượng nhựa thực tế: TCVN 6593 (ASTM D381) hoặc IP 540. Phương pháp thử TCVN 6593 (ASTM D381), sử dụng điều kiện vận hành tia hơi nước, là phương pháp trọng tài.

11.1.13  Độ ổn định nhiệt: ASTM D3241/IP 323.

11.1.13.1  Khi phân tích nhiên liệu tuốc bin hàng không theo ASTM D3241 hoặc IP 323, người sử dụng không cần phải báo cáo kết quả nhận được khi sử dụng thiết bị 230 Mark IV có chứa bộ lọc nhiên liệu không tiêu hao nằm trong đường ống dẫn trên thượng nguồn so với bộ lọc sơ bộ 0,45 μm.

11.1.14  Hàm lượng chất thơm: TCVN 7330 (ASTM D1319), IP 156 hoặc ASTM D8267 hoặc TCVN 12921 (ASTM D6379)/IP 436.

11.1.14.1  Khi phân tích nhiên liệu tuốc bin hàng không theo TCVN 7330 (ASTM D1319) hoặc IP 156, người sử dụng không cần phải báo cáo kết quả nhận được khi sử dụng bất kỳ số lô nào sau đây của Gel nhuộm chỉ thị huỳnh quang: 3000000975, 3000000976, 3000000977, 3000000978, 3000000979 và 3000000980.

11.1.14.2  Kết quả từ ASTM D8305 sẽ được hiệu chính độ chệch bằng cách sử dụng phương trình hiệu chính độ chệch cho tổng hàm lượng chất thơm trong Điều 13 (Độ chụm và Độ chệch) của ASTM D8305.

11.1.15  Chiều cao ngọn lửa không khói: TCVN 7418 (ASTM D1322)/IP 598.

...

...

...

11.1.17  Độ dẫn điện: TCVN 6609 (ASTM D2624)/IP274.

Phụ lục A

(Quy định)

Quy định kỹ thuật đối với các thành phần phối trộn tổng hợp

A.1  Kerosin gốc parafin tổng hợp bằng quá trình chế biến hydro Fisher-Tropsch

A.1.1  Phạm vi áp dụng

A.1.1.1  Phụ lục này quy định yêu cầu kỹ thuật đối với kerosin gốc parafin tổng hợp bằng quá trình chế biến hydro (SPK) để sử dụng làm thành phần phối trộn tổng hợp trong nhiên liệu tuốc bin hàng không dùng cho tàu bay và động cơ dân dụng. Các quy định kỹ thuật trong phụ lục này có thể được sử dụng để giao dịch, trao đổi bằng hợp đồng các thành phần pha trộn tổng hợp.

A.1.1.2  Các thành phần phối trộn tổng hợp được quy định trong phụ lục này không phù hợp để sử dụng cho động cơ tuốc bin hàng không trừ khi chúng được phối trộn với nhiên liệu thông thường hoặc các thành phần phối trộn thông thường theo các giới hạn được mô tả trong 6.1.1.

...

...

...

A.1.2  Quy định chung

A.1.2.1  Tất cả các yêu cầu của nội dung chính của tiêu chuẩn này đều được áp dụng ngoại trừ các nội dung được nêu chi tiết trong phụ lục này.

A.1.3  Thuật ngữ, định nghĩa

A.1.3.1  Định nghĩa các thuật ngữ cụ thể cho phụ lục này:

A.1.3.1.1

Kerosin gốc parafin tổng hợp bằng quá trình chế biến hydro Fischer-Tropsch (Fischer-Tropsch hydroprocessed synthesized paraffinic kerosine)

FT-SPK

SPK được sản xuất từ một hoặc nhiều tiền chất được tổng hợp bằng quá trình Fischer-Tropsch.

A.1.4  Vật liệu và sản xuất

...

...

...

A.1.4.1.1  Parafin và olefin có nguồn gốc từ khí tổng hợp thông qua quá trình Fischer-Tropsch (FT) sử dụng chất xúc tác sắt hoặc coban.

A.1.4.1.2  Quá trình chế biến tiếp theo của sản phẩm phải bao gồm các quá trình xử lý bằng hydro hydrocracking hoặc hydroisomer hóa và dự kiến sẽ bao gồm một tổ hợp các quá trình lọc dầu thông thường khác như trùng hợp, đồng phân hóa và phân đoạn hóa và không chỉ giới hạn ở các quá trình này.

A.1.5  Yêu cầu chi tiết về lô

A.1.5.1  Mỗi lô thành phần phối trộn tổng hợp phải tuân thủ các yêu cầu được quy định trong Bảng A.1.1.

A.1.5.2  Phương pháp thử

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

A.1.5.2.1  Khối lượng riêng: TCVN 6594 (ASTM D1298) hoặc IP 160 hoặc TCVN 8314 (ASTM D4052) hoặc IP 365.

A.1.5.2.2  Thành phần cất: TCVN 2698 (ASTM D86)/IP 123 hoặc TCVN 11585 (ASTM D2887) hoặc IP 406 hoặc ASTM D7344 hoặc ASTM D7345.

A.1.5.2.3.  Điểm chớp cháy: TCVN 7485 (ASTM D56), TCVN 6608 (ASTM D3828), ASTM D7236, IP 170, IP 523 hoặc IP 534.

...

...

...

A.1.5.2.5  Axit tổng: TCVN 7419 (ASTM D3242)/IP 354.

A.1.5.2.6  Độ ổn định nhiệt: ASTM D3241/IP 323.

A.1.6  Các yêu cầu chi tiết khác

A.1.6.1  Thành phần hỗn hợp SPK loại chế biến hydro phải đáp ứng các yêu cầu của Bảng A.1.2. Không cần phải phân tích từng lô SPK đã qua xử lý bằng hydro để tuân thủ Bảng A.1.2 khi đã chứng minh được rằng sơ đồ chế biến đã được kiểm soát đầy đủ để hỗ trợ cho kỳ vọng rằng các quy định kỹ thuật này luôn đạt yêu cầu. Ở mức tối thiểu thì các thay đổi đáng kể trong hoạt động sản xuất phải dẫn đến việc thực hiện chứng nhận lại để đảm bảo rằng các giới hạn của quy định kỹ thuật vẫn tiếp tục đáp ứng yêu cầu.

A.1.6.2  Phương pháp thử

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

A.1.6.2.1  Hàm lượng cycloparafin: TCVN 12920 (ASTM D2425).

A.1.6.2.2  Hàm lượng chất thơm: TCVN 12920 (ASTM D2425) hoặc ASTM D8305.

A.1.6.2.3  Hàm lượng parafin: TCVN 12920 (ASTM D2425).

...

...

...

A.1.6.2.5  Hàm lượng nitơ: ASTM D4629/IP 379.

A.1.6.2.6  Hàm lượng nước: TCVN 3182 (ASTM D6304) hoặc IP 438.

A.1.6.2.7  Hàm lượng lưu huỳnh: TCVN 7760 (ASTM D5453) hoặc TCVN 6701 (ASTM D2622). Có thể sử dụng một trong hai phương pháp thử này để chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực.

A.1.6.2.8  Hàm lượng kim loại: ASTM D7111 hoặc UOP 389.

A.1.6.2.9  Hàm lượng halogen: ASTM D7359.

Bảng A.1.1 - Các yêu cầu chi tiết đối với lô SPK loại chế biến hydro Fischer-Tropsch^A

Đặc tính

FT-SPK

Phương pháp thử^B

...

...

...

Axit tổng, mg KOH/g

Max

0,015

TCVN 7419 (ASTM D3242)/IP 354

ĐẶC TÍNH BAY HƠI

Thành phần cất phải đáp ứng cả hai yêu cầu sau:

...

...

...

1. Chưng cất vật lý

Nhiệt độ chưng cất, °C

TCVN 2698 (ASTM D86)^C hoặc IP 123^C hoặc ASTM D7344 hoặc ASTM D7345

...

...

...

Max

1.205

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích (T90)

...

...

...

Điểm sôi cuối, °C

Max

300

T90 - T10

Min

225

...

...

...

Max

1,5

Hao hụt, %

Max

1,5

2. Chưng cất mô phỏng

Nhiệt độ chưng cất, °C

...

...

...

TCVN 11585 (ASTM D2887)^D,E hoặc IP 406

Nhiệt độ thu hồi 10 % thể tích (T10)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 20 % thể tích (T20)

Báo cáo

...

...

...

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 80 % thể tích (T80)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích (T90)

...

...

...

Báo cáo

Điểm sôi cuối

Báo cáo

Điểm chớp cháy, °C

Min

38^F

...

...

...

Khối lượng riêng ở 15 °C, kg/m^3

730 đến 770

TCVN 6594 (ASTM D1298) hoăc IP 160, TCVN 8314 (ASTM D4052) hoặc IP 365

Điểm băng, °C Max

Max

-40

TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435, ASTM D7153/IP 529, ASTM D7154 hoăc IP 528, hoặc TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16

Độ ổn định nhiệt (2,5 h tại nhiệt độ kiểm soát)^H

...

...

...

Nhiệt độ, °C

Min

325^I

ASTM D3241^J/IP 323^J

Giảm áp suất màng lọc, mm Hg

Max

25

...

...

...

Đánh giá ống: Một trong các yêu cầu sau phải đáp ứng:^K

(1) Phụ lục A1 VTR, mã màu VTR

Nhỏ hơn 3

Cặn không có màu con công hoặc màu bất thường

...

...

...

Max

85

PHỤ GIA

Phụ gia chống oxy hóa, mg/L^L          Min - Max

17 - 24

...

...

...

^B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong A.1.5.2. Các phương pháp thử trọng tài được in đậm, nếu áp dụng.

^C TCVN 2698 (ASTM D86) hoặc IP 123 chưng cất nhiên liệu phản lực được chạy ở điều kiện Nhóm 4, ngoại trừ nhiệt độ ngưng tụ Nhóm 3 được sử dụng.

^D Không chuyển các nhiệt độ được xác định theo TCVN 11585 (ASTM D2887) tương đương sang TCVN 2698 (ASTM D86). Sự tương quan được cung cấp trong Phụ lục D của TCVN 11585 (ASTM D2887) là không cần thiết phải hiệu chính đối với các thành phần phối trộn tổng hợp nhiên liệu phản lực.

^E TCVN 11585 (ASTM D2887) nhằm mục đích cung cấp dữ liệu có thể được sử dụng để xác định bất kỳ sự thay đổi thành phần nào có thể xảy ra do thay đổi trong quá trình sản xuất hoặc do bị ô nhiễm.

^F Quy định về điểm chớp cháy tối thiểu cao hơn hoặc thấp hơn có thể được thỏa thuận giữa người mua và nhà cung cấp. Khi điểm chớp cháy đã thỏa thuận thấp hơn 38 °C thì sản phẩm sẽ không được gọi là SPK hoặc kerosin, nhưng có thể được sử dụng làm thành phần phối trộn Phụ lục A.1.

^G So với TCVN 7485 (ASTM D 56), kết quả thu được bằng TCVN 2693 (ASTM D93) có thể cao hơn tới 1,5 °C; IP 170, IP 534 và ASTM D7236 có thể cao hơn tới 0,5 °C; ASTM D3828 (IP 523) có thể thấp hơn tới 0,5 °C (báo cáo nghiên cứu đang chờ nộp tại ASTM và có tại Viện Năng lượng Hoa kỳ với tên gọi ILS2019_MMS_1).

^H Khi phân tích nhiên liệu tuốc bin hàng không hoặc các thành phần phối trộn tổng hợp bằng ASTM D3241 hoặc IP 323, người dùng không được báo cáo kết quả thu được khi sử dụng thiết bị 230 Mk IV có bộ lọc nhiên liệu không tiêu hao bên trong nằm ở thượng nguồn của bộ lọc sơ bộ 0,45 μm.

^I Tại nơi sản xuất. Nhiệt độ kiểm soát 325 °C được quy định để cung cấp kiểm tra xác nhận định kỳ về độ ổn định của quy trình và tính nhất quán về thành phần từ lô sản xuất này sang lô sản xuất khác.

^J Độ ổn định nhiệt ASTM D3241/IP 323 là một thử nghiệm nhiên liệu hàng không quan trọng, kết quả của thử nghiệm này được sử dụng để đánh giá tính phù hợp của nhiên liệu phản lực đối với việc tuân thủ các quy định về an toàn hoạt động hàng không. Tính toàn vẹn của thử nghiệm ASTM D3241/IP 323 yêu cầu các ống gia nhiệt (coupon thử nghiệm) phải đáp ứng các yêu cầu tại Bảng 2 của ASTM D3241 và cho ra kết quả tương đương với các yêu cầu của ASTM D3241 khi thử với các ống gia nhiệt do nhà sản xuất thiết bị gốc (OEM) cung cấp. Một giao thức thử nghiệm để chứng minh tính tương đương của các ống gia nhiệt từ các nhà cung cấp khác có trong hồ sơ tại Trụ sở chính quốc tế của ASTM và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:002-1550. Các ống gia nhiệt và bộ lọc do OEM sản xuất (PAC, 8824 Fallbrook Drive, Houston, TX 77064) đã được sử dụng trong quá trình xây dựng ASTM D3241/IP 323. Ống gia nhiệt và bộ lọc, do Falex sản xuất (Falex Corporation, 1020 Airpark Dr., Sugar Grove, IL, 60554-9585) đã chứng minh được rằng mang lại kết quả tương đương (xem ASTM D3241 để biết thông tin tham khảo về báo cáo nghiên cứu).

...

...

...

^L Chất chống oxy hóa phải được thêm vào sản phẩm và đảm bảo trộn đều trước khi thực hiện các hoạt động vận chuyển hoặc vận hành mà có khả năng làm sản phẩm tiếp xúc đáng kể với không khí. Việc pha trộn phụ gia chống oxy hóa được thực hiện càng sớm càng tốt ngay sau quá trình chế biến hydro hoặc phân đoạn hóa để ngăn ngừa quá trình peroxy hóa và hình thành keo sau khi sản xuất. Phối trộn trên đường ống hoặc phối trộn trong bồn chứa được coi là phương pháp chấp nhận được để đảm bảo trộn đều.

Bảng A.1.2 - Các yêu cầu chi tiết khác đối với SPK loại chế biến hydro Fischer-Tropsch^A

Đặc tính

FT-SPK

Phương pháp thử^B

Thành phần hydrocacbon

...

...

...

Cycloparafin, % khối lượng

Max

15^C

TCVN 12920 (ASTM D2425)

Chất thơm, % khối lượng

Max

0,5

TCVN 12920 (ASTM D2425), ASTM D8305

Parafin, % khối lượng

...

...

...

Báo cáo

TCVN 12920 (ASTM D2425)

Cacbon và hydro, % khối lượng

Min

99,5

ASTM D5291

Thành phần không-hydrocacbon

...

...

...

Nitơ, mg/kg

Max

2

ASTM D4629/IP 379

Nước, mg/kg

Max

75

TCVN 3182 (ASTM D6304) hoặc IP 438

Lưu huỳnh, mg/kg

...

...

...

15

TCVN 7760 (ASTM D5453)

Lưu huỳnh, mg/kg

Max

15

TCVN 6701 (ASTM D2622)

Kim loại

...

...

...

(Al, Ca, Co, Cr, Cu, Fe, K, Li, Mg, Mn, Mo, Na, Ni, P, Pb, Pd, Pt, Sn, Sr, Ti, V, Zn), mg/kg

Max

0,1 mỗi kim loại

ASTM D7111 hoặc UOP 389

Halogen, mg/kg

Max

1

ASTM D7359

^A Đối với sự phù hợp của các kết quả thử nghiệm theo các yêu cầu của Bảng A.1.2, xem 7.4.

...

...

...

^C Thành phần cycloparafin lớn nhất dựa trên kinh nghiệm hiện tại với các thành phần phối trộn tổng hợp được chấp thuận và nằm trong phạm vi thông thường đối với nhiên liệu phản lực tinh chế.

A.2  Kerosin gốc parafin tổng hợp từ este và axit béo chế biến hydro

A.2.1  Phạm vi áp dụng

A.2.1.1  Phụ lục này quy định yêu cầu kỹ thuật đối với kerosin gốc parafin tổng hợp được sản xuất từ este và axit béo loại chế biến bằng hydro để sử dụng làm thành phần phối trộn tổng hợp trong nhiên liệu tuốc bin hàng không dùng cho tàu bay dân dụng và động cơ. Các quy định kỹ thuật trong phụ lục này có thể được sử dụng để giao dịch, trao đổi bằng hợp đồng các thành phần phối trộn tổng hợp.

A.2.1.2  Các thành phần phối trộn tổng hợp được quy định trong phụ lục này không phù hợp để sử dụng cho động cơ tuốc bin hàng không trừ khi chúng được phối trộn với nhiên liệu thông thường hoặc các thành phần phối trộn thông thường theo các giới hạn được mô tả trong 6.1.2.

A.2.1.3  Các giá trị được nêu theo đơn vị SI được coi là tiêu chuẩn.

A.2.2  Quy định chung

A.2.2.1  Tất cả các yêu cầu của nội dung chính của tiêu chuẩn này đều được áp dụng, ngoại trừ các yêu cầu được nêu chi tiết trong phụ lục này.

A.2.3  Thuật ngữ, định nghĩa

...

...

...

A.2.3.1.1

Este và axit béo chế biến hydro (hydroprocessed esters and fatty acids)

HEFA

Mono-, di- và triglyceride, axit béo tự do và este axit béo (ví dụ, este metyl axit béo) đã được chế biến hydro để loại bỏ về cơ bản toàn bộ oxy.

A.2.4  Vật liệu và sản xuất

A.2.4.1  Các thành phần phối trộn tổng hợp phải bao gồm kerosin gốc parafin tổng hợp loại chế biến hydro có nguồn gốc hoàn toàn từ các nguyên liệu dưới đây:

A.2.4.1.1  Parafin có nguồn gốc từ quá trình hydro hóa và khử oxy của este axit béo và axit béo tự do.

A.2.4.1.2  Quá trình chế biến tiếp theo của sản phẩm phải bao gồm hydrocracking, hoặc hydroisomer hóa, hoặc isomer hóa, hoặc phân đoạn hóa, hoặc kết hợp chúng với nhau và có thể bao gồm các quá trình lọc dầu thông thường khác.

A.2.5  Các yêu cầu chi tiết về lô

...

...

...

A.2.5.2  Phương pháp thử

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

A.2.5.2.1  Khối lượng riêng: TCVN 6594 (ASTM D1298) hoặc IP 160 hoặc TCVN 8314 (ASTM D4052) hoặc IP 365.

A.2.5.2.2  Thành phần cất: TCVN 2698 (ASTM D86)/IP 123 hoặc TCVN 11585 (ASTM D2887) hoặc IP 406 hoặc ASTM D7344 hoặc ASTM D7345.

A.2.5.2.3  Hàm lượng nhựa thực tế: TCVN 6593 (ASTM D381) hoặc IP 540. Phương pháp thử TCVN 6593 (ASTM D381), sử dụng điều kiện vận hành tia hơi nước, là phương pháp trọng tài.

A.2.5.2.4  Hàm lượng Este metyl axit béo (FAME): IP 585, IP 590.

A.2.5.2.5.  Điểm chớp cháy: TCVN 7485 (ASTM D56), TCVN 6608 (ASTM D3828), ASTM D7236, IP 170, IP 523 hoặc IP 534.

A.2.5.2.6  Điểm băng: TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435, ASTM D7153/IP 529, ASTM D7154 hoặc IP 528 hoặc TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16. Các phương pháp thử này đều có thể được sử dụng để chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực. Tuy nhiên, một nghiên cứu liên phòng (RR: D02-1572) đánh giá khả năng của các phương pháp đánh giá điểm băng trong việc phát hiện nhiên liệu phản lực bị nhiễm bẩn bởi nhiên liệu điêzen đã xác định rằng TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435 và ASTM D7153/IP 529 cung cấp khả năng phát hiện các thay đổi điểm băng do nhiễm bẩn nhất quán hơn đáng kể so với TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16 và ASTM D7154 hoặc IP 528. Vì vậy, các phương pháp TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435 hoặc ASTM D7153/IP 529, hoặc cả hai được khuyến nghị sử dụng để thực hiện chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực và điều đó là dựa trên cơ sở độ tái lập và khả năng phát hiện nhiễm bẩn chéo của các phương pháp đó báo cáo trong RR: D02-1572. Cần điều tra làm rõ nguyên nhân dẫn đến kết quả đo điểm băng bằng các phương pháp tự động nằm ngoài giới hạn của quy định kỹ thuật. Nhưng các kết quả như vậy sẽ không loại trừ việc sử dụng nhiên liệu cho hàng không nếu kết quả đo điểm băng của nhiên liệu đó theo phương pháp trọng tài vẫn nằm trong giới hạn quy định kỹ thuật của tiêu chuẩn này.

A.2.5.2.7  Axit tổng: TCVN 7419 (ASTM D3242).

...

...

...

A.2.6  Các yêu cầu chi tiết khác

A.2.6.1  Thành phần hỗn hợp HEFA SPK phải đáp ứng các yêu cầu của Bảng A.2.2. Các yêu cầu này nhằm mục đích kiểm tra xác nhận việc kiểm soát các quá trình. Không cần phải phân tích từng lô HEFA SPK để tuân thủ Bảng A.2.2 khi đã chứng minh được rằng sơ đồ các quá trình chế biến được kiểm soát đầy đủ để hỗ trợ cho kỳ vọng rằng các yêu cầu này luôn được đáp ứng. Các yêu cầu của Bảng A.2.2 phải được thực hiện khi các cơ sở hoặc sơ đồ sản xuất mới được thiết lập hoặc khi có các thay đổi đáng kể trong hoạt động sản xuất hiện tại, chẳng hạn như khi đưa nguyên vật liệu mới vào sản xuất và nếu không có thay đổi nào trong sơ đồ sản xuất thì phải thực hiện ít nhất là mỗi năm một lần.

A.2.6.2  Phương pháp thử

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

A.2.6.2.1  Hàm lượng cycloparafin: TCVN 12920 (ASTM D2425).

A.2.6.2.2  Hàm lượng chất thơm: TCVN 12920 (ASTM D2425) hoặc ASTM D8305.

A.2.6.2.3  Hàm lượng parafin: TCVN 12920 (ASTM D2425).

A.2.6.2.4  Hàm lượng cacbon và hydro: ASTM D5291.

A.2.6.2.5  Hàm lượng nitơ: ASTM D4629/IP 379.

...

...

...

A.2.6.2.7  Hàm lượng lưu huỳnh: TCVN 7760 (ASTM D5453) hoặc TCVN 6701 (ASTM D2622). Có thể sử dụng một trong hai phương pháp thử này để chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực.

A.2.6.2.8  Hàm lượng kim loại: ASTM D7111 hoặc UOP 389.

A.2.6.2.9  Hàm lượng halogen: ASTM D7359.

Bảng A.2.1 - Các yêu cầu chi tiết đối với SPK từ các este và axit béo chế biến hydro^A

Đặc tính

HEFA-SPK

Phương pháp thử^B

THÀNH PHẦN

...

...

...

Axit tổng, mg KOH/g

Max

0,015

TCVN 7419 (ASTM D3242)/IP 354

ĐẶC TÍNH BAY HƠI

...

...

...

1. Chưng cất vật lý

Nhiệt độ chưng cất, °C

TCVN 2698 (ASTM D86)^C hoặc IP 123^C hoặc ASTM D7344 hoặc ASTM D7345

Nhiệt độ thu hồi 10 % thể tích (T10)

Max

205

...

...

...

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích (T90)

Báo cáo

Điểm sôi cuối, °C

...

...

...

300

T90 - T10.

Min

22

Cặn chưng cất, %

Max

1,5

...

...

...

Hao hụt, %

Max

1,5

2. Chưng cất mô phỏng

Nhiệt độ chưng cất, °C

TCVN 11585 (ASTM D2887)^D,E hoặc IP 406

...

...

...

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 20 % thể tích (T20)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

...

...

...

Nhiệt độ thu hồi 80 % thể tích (T80)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích (T90)

Báo cáo

...

...

...

Báo cáo

Điểm chớp cháy, °C

Min

38^F

TCVN 7485 (ASTM D56)^G hoặc TCVN 6608 (ASTM D3828)^G, IP 170^G, IP 523^G hoặc IP 534^G

Khối lượng riêng ở 15 °C, kg/m^3

...

...

...

TCVN 6594 (ASTM D1298) hoặc IP 160, TCVN 8314 (ASTM D4052) hoặc IP 365

Điểm băng, °C

Max

-40

TCVN 14403 (ASTM D5972)/ IP 435, ASTM D7153/IP 529, ASTM D7154 hoặc IP 528, hoặc TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16

Hàm lượng nhựa thực tế, mg/100 mL

Max

7

TCVN 6593 (ASTM D381), IP 540

...

...

...

<5^I

IP 585 hoặc IP 590

Độ ổn định nhiệt (2,5 h tại nhiệt độ kiểm soát)^J

Nhiệt độ °C

Min

...

...

...

ASTM D3241^L/IP 323^L

Giảm áp suất màng lọc, mm Hg

Max

25

Đánh giá ống: Một trong các yêu cầu sau phải đáp ứng:^M

...

...

...

Nhỏ hơn 3

Cặn không có màu con công hoặc màu bất thường

(2) Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR, hoặc Phụ lục A4 MWETR, trung bình trên diện tích 2,5 mm^2, nm

Max

85

PHỤ GIA

...

...

...

Phụ gia chống oxy hóa, mg/L^N

Min

Max

17

24

...

...

...

^B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong A.2.5.2. Các phương pháp thử trọng tài được in đậm, nếu áp dụng.

^C TCVN 2698 (ASTM D86) hoặc IP 123 chưng cất nhiên liệu phản lực được chạy ờ điều kiện Nhóm 4, ngoại trừ nhiệt độ ngưng tụ Nhóm 3 được sử dụng.

^D Không chuyển các nhiệt độ được xác định theo TCVN 11585 (ASTM D2887) tương đương sang TCVN 2698 (ASTM D86). Sự tương quan được cung cấp trong Phụ lục D của TCVN 11585 (ASTM D2887) là không cần thiết phải hiệu chính đối với các thành phần phối trộn tổng hợp nhiên liệu phản lực.

^E TCVN 11585 (ASTM D2887) nhằm mục đích cung cấp dữ liệu có thể được sử dụng để xác định bất kỳ sự thay đổi thành phần nào có thể xảy ra do thay đổi trong quá trình xử lý hoặc ô nhiễm.

^F Quy định về điểm chớp cháy tối thiểu cao hơn hoặc thấp hơn có thể được thỏa thuận giữa người mua và nhà cung cấp. Khi điểm chớp cháy đã thỏa thuận thấp hơn 38 °C thì sản phẩm sẽ không được gọi là SPK hoặc kerosin, nhưng có thể được sử dụng làm thành phần phối trộn A.2.

^G So với TCVN 7485 (ASTM D 56), kết quả thu được bằng TCVN 2693 (ASTM D93) có thể cao hơn tới 1,5 °C; IP 170, IP 534 và ASTM D7236 có thể cao hơn tới 0,5 °C; ASTM D3828 (IP 523) có thể thấp hơn tới 0,5 °C (báo cáo nghiên cứu đang chờ nộp tại ASTM và có tại Viện Năng lượng với tên gọi ILS2019_MMS_1).

^H Dữ liệu hỗ trợ liên quan đến giới hạn tối đa của khối lượng riêng được lưu trữ tại Trụ sở ASTM quốc tế và có thể nhận được bằng cách yêu cầu Báo cáo RR:D02-1881. Liên hệ Trung tâm dịch vụ khách hàng tại www.astm.org/contact.

^I Tại nơi sản xuất.

^J Khi phân tích nhiên liệu tuốc bin hàng không hoặc các thành phần phối trộn tổng hợp bằng ASTM D3241/ IP 323, người sử dụng không cần phải báo cáo kết quả thu được khi sử dụng thiết bị 230 Mk IV có bộ lọc nhiên liệu không tiêu hao bên trong nằm ở thượng nguồn của bộ lọc sơ bộ 0,45 μm.

...

...

...

^L Độ ổn định nhiệt ASTM D3241/IP 323 là một thử nghiệm nhiên liệu hàng không quan trọng, kết quả của thử nghiệm này được sử dụng để đánh giá tính phù hợp của nhiên liệu phản lực đối với việc tuân thủ các quy định về an toàn hoạt động hàng không. Tính toàn vẹn của thử nghiệm ASTM D3241/IP 323 yêu cầu các ống gia nhiệt (coupon thử nghiệm) phải đáp ứng các yêu cầu tại Bảng 2 của ASTM D3241 và cho ra kết quả tương đương với các yêu cầu của ASTM D3241 khi thử với các ống gia nhiệt do nhà sản xuất thiết bị gốc (OEM) cung cấp. Một giao thức thử nghiệm để chứng minh tính tương đương của các ống gia nhiệt từ các nhà cung cấp khác có trong hồ sơ tại Trụ sở chính của ASTM Quốc tế và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:002-1550. Các ống gia nhiệt và bộ lọc do OEM sản xuất (PAC, 8824 Fallbrook Drive, Houston, TX 77064) đã được sử dụng trong quá trình xây dựng ASTM D3241/IP 323. Ống gia nhiệt và bộ lọc, do Falex sản xuất (Falex Corporation, 1020 Airpark Dr., Sugar Grove, IL, 60554-9585) đã chứng minh được rằng mang lại kết quả tương đương (xem ASTM D3241 để biết thông tin tham khảo về báo cáo nghiên cứu).

^M Mức đóng cặn sẽ được đo bằng ASTM D3241 Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR, khi có sẵn thiết bị. Nếu thiết bị Phụ lục A2 ITR báo cáo "N/A" cho phép đo thể tích của ống, thì kết quả sẽ không đạt và giá trị được báo cáo là >85 nm. Đánh giá trực quan ống gia nhiệt theo phương pháp trong Phụ lục A1 của ASTM D3241 là không cần thiết khi các kết quả đo độ dày cặn theo phương pháp của Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR đã được báo cáo. Trong trường hợp có tranh chấp giữa kết quả từ các phương pháp trực quan và phương pháp đo lường, trọng tài sẽ xem xét phương pháp Phụ lục A3 ETR nếu có, nếu không thì Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A4 MWETR. Dữ liệu hỗ trợ việc đưa Phụ lục A4 MWETR vào đã được nộp tại Trụ sở chính của ASTM Quốc tế và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:D02-2072. Liên hệ với trung tâm dịch vụ khách hàng của ASTM theo địa chỉ www.astm.org/contact.

^N Chất chống oxy hóa phải được thêm vào sản phẩm và đảm bảo trộn đều trước khi thực hiện các hoạt động vận chuyển hoặc vận hành mà có khả năng làm sản phẩm tiếp xúc đáng kể với không khí. Việc pha trộn phụ gia chống oxy hóa được thực hiện càng sớm càng tốt ngay sau quá trình chế biến hydro hoặc phân đoạn hóa để ngăn ngừa quá trình peroxy hóa và hình thành keo sau khi sản xuất. Phun trên đường ống hoặc bộ trộn trong bồn chứa được coi là phương pháp chấp nhận được để đảm bảo trộn đều.

Bảng A.2.2 - Các yêu cầu chi tiết khác đối với SPK từ các este và axit béo loại chế biến hydro^A

Đặc tính

HEFA-SPK

Phương pháp thử^B

Thành phần hydrocacbon

...

...

...

Cycloparafin, % khối lượng.

Max

15^C

TCVN 12920 (ASTM D2425)

Chất thơm, % khối lượng

Max

0,5

...

...

...

Parafin, % khối lượng

Max

Báo cáo

TCVN 12920 (ASTM D2425)

Cacbon và hydro, % khối lượng

Min

99,5

ASTM D5291

Thành phần không-hydrocacbon

...

...

...

Nitơ, mg/kg

Max

2

ASTM D4629/IP 379

Nước, mg/kg

Max

75

...

...

...

Lưu huỳnh, mg/kg

Max

15

TCVN 7760 (ASTM D5453)

Lưu huỳnh, mg/kg Kim loại

Max

15

TCVN 6701 (ASTM D2622)

(Al, Ca, Co, Cr, Cu, Fe, K, Li, Mg, Mn, Mo, Na, Ni, P, Pb, Pd, Pt, Sn, Sr, Ti, V, Zn), mg/kg

...

...

...

0,1 mỗi kim loại

ASTM D7111 hoặc UOP 389

Halogen, mg/kg

Max

1

ASTM D7359

^A Đối với sự phù hợp của các kết quả thử nghiệm theo các yêu cầu của Bảng A.2.2, xem 7.4.

^B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong A.2.6.2. Các phương pháp thử trọng tài được in đậm, nếu áp dụng.

^C Thành phần cycloparafin lớn nhất dựa trên kinh nghiệm hiện tại với các thành phần phối trộn tổng hợp được chấp thuận và nằm trong phạm vi thông thường đối với nhiên liệu phản lực tinh chế.

...

...

...

A.3.1  Phạm vi áp dụng

A.3.1.1  Phụ lục này quy định kỹ thuật đối với iso-parafin tổng hợp (SIP) được sản xuất từ đường lên men thủy phân để sử dụng làm thành phần phối trộn tổng hợp trong nhiên liệu tuốc bin hàng không dùng cho tàu bay dân dụng và động cơ. Các quy định kỹ thuật trong phụ lục này có thể được sử dụng để giao dịch, trao đổi bằng hợp đồng các thành phần phối trộn tổng hợp.

A.3.1.2  Các thành phần phối trộn tổng hợp được quy định trong phụ lục này không phù hợp để sử dụng cho động cơ tuốc bin hàng không trừ khi chúng được phối trộn với nhiên liệu thông thường hoặc các thành phần phối trộn thông thường theo các giới hạn được mô tả trong 6.1.3.

A.3.1.3  Các giá trị nêu theo đơn vị SI được coi là tiêu chuẩn.

A.3.2  Quy định chung

A.3.2.1  Tất cả các yêu cầu của phần chính của tiêu chuẩn này đều được áp dụng ngoại trừ như được nêu chi tiết trong phụ lục này.

A.3.3  Thuật ngữ, định nghĩa

A.3.3.1  Định nghĩa các thuật ngữ cụ thể cho phụ lục này:

A.3.3.1.1

...

...

...

Iso-parafin có công thức hóa học: C₁₅H₃₂, danh pháp hóa học: 2,6,10-trimetyldodecan và số đăng ký CAS: 3891-98-3.

A.3.3.1.2

Farnesene (Farnesene)

Anken mạch nhánh có công thức hóa học: C₁₅H₂₄ gồm các đồng phân của anken này và ít nhất có chứa (6E)-7,11-dimetyl-3-metylen-1,6,10-dodecatrien (Số đăng ký CAS: 18794-84-8) hoặc (E,E)-3,7,11-trimetyl-1,3,6,10-dodecatetraen (Số đăng ký CAS: 502-61-4).

A.3.3.1.3

Hexahydrofarnesol (Hexahydrofarnesol)

Alkyl ancol có công thức hóa học: C₁₅H₃₂O, danh pháp hoá học: 3,7,11 -trimetyl-1-dodecanol và số đăng ký CAS: 6750-34-1.

A.3.3.1.4

Iso-parafin tổng hợp từ đường lên men chế biến hydro (synthesized iso-paraffins from hydroprocessed fermented sugars)

...

...

...

A.3.4  Vật liệu và sản xuất

A.3.4.1  Các thành phần phối trộn tổng hợp phải bao gồm iso-parafin tổng hợp chế biến hydro có nguồn gốc hoàn toàn từ loại farnesene sản xuất từ loại đường có thể lên men. Quá trình chế biến farnesene sau đó để thành iso-parafin là sự kết hợp của các quá trình gồm có chế biến hydro và phân đoạn hóa và có thể bao gồm cả các quá trình tinh chế thông thường khác. Đặc biệt là các công đoạn chế biến hydro phải bao gồm phản ứng hydro với nguyên liệu famesene và các công đoạn phân đoạn hóa phải bao gồm tách khí/lỏng và cô lập thành iso-parafin tổng hợp. Chẳng hạn như phân đoạn hóa thường hay phải bao gồm một bước chưng cất.

A.3.5  Yêu cầu chi tiết về lô

A.3.5.1  Mỗi lô thành phần phối trộn SIP phải tuân thủ các yêu cầu được quy định trong Bảng A.3.1.

A.3.5.2  Phương pháp thử

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

A.3.5.2.1  Khối lượng riêng: TCVN 6594 (ASTM D1298) hoặc IP 160 hoặc TCVN 8314 (ASTM D4052) hoặc IP 365.

A.3.5.2.2  Thành phần cất: TCVN 2698 (ASTM D86) hoặc IP 123.

A.3.5.2.3  Hàm lượng nhựa thực tế: TCVN 6593 (ASTM D381) hoặc IP 540. Phương pháp thử TCVN 6593 (ASTM D381), sử dụng điều kiện vận hành tia hơi nước, là phương pháp trọng tài.

...

...

...

A.3.5.2.5  Điểm băng: TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16, TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435, ASTM D7153/IP 529 hoặc ASTM D7154 hoặc IP 528. ASTM D7153 và ASTM D7154 là phương pháp trọng tài để chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực vì những phương pháp này cho phép xác định điểm băng dưới -100 °C.

A.3.5.2.6  Trị số tách nước MSEP: TCVN 7272 (ASTM D3948).

A.3.5.2.7  Nhiệt trị cháy thực: TCVN 14400 (ASTM D3338) hoặc ASTM D4809.

A.3.5.2.8  Axit tổng: TCVN 7419 (ASTM D3242)/IP 354

A.3.5.2.9  Độ ổn định nhiệt: ASTM D324/IP 323.

A.3.6  Các yêu cầu chi tiết khác

A.3.6.1  Mỗi lô thành phần phối trộn SIP phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật của Bảng A.3.2. Các yêu cầu kỹ thuật này nhằm mục đích để kiểm tra xác nhận việc kiểm soát các quy trình sản xuất các thành phần phối trộn tổng hợp liên quan trong quá trình mở rộng quy mô sản xuất ban đầu. Mục tiêu cuối cùng của việc đưa ra các yêu cầu kỹ thuật chính là chuyển đổi từ các yêu cầu kỹ thuật của lô sản xuất sang yêu cầu quản lý thay đổi khi đã tích lũy đủ kinh nghiệm sản xuất. Sau khi sản xuất ổn định, các yêu cầu kỹ thuật của Bảng A.3.2 phải được thực hiện khi thiết lập các cơ sở hoặc các sơ đồ sản xuất mới hoặc khi có các thay đổi đáng kể trong hoạt động sản xuất hiện tại, chẳng hạn như khi đưa nguyên vật liệu mới vào sản xuất.

A.3.6.2  Phương pháp thử

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

...

...

...

A.3.6.2.2  Hàm lượng farnesane: ASTM D7974.

A.3.6.2.3  Hàm lượng hexahydrofarnesol: ASTM D7974.

A.3.6.2.4  Hàm lượng olefin: ASTM D2710/IP 299.

A.3.6.2.5  Hàm lượng chất thơm: TCVN 12920 (ASTM D2425) hoặc ASTM D8305.

A.3.6.2.6  Hàm lượng cacbon và hydro: ASTM D5291

A.3.6.2.7  Hàm lượng nitơ: ASTM D4629/IP 379.

A.3.6.2.8  Hàm lượng nước: TCVN 3182 (ASTM D6304) hoặc IP 438.

A.3.6.2.9  Hàm lượng lưu huỳnh: TCVN 7760 (ASTM D5453) hoặc TCVN 6701 (ASTM D2622).

A.3.6.2.10  Hàm lượng kim loại: ASTM D7111 hoặc UOP 389.

...

...

...

Bảng A.3.1 - Các yêu cầu chi tiết về lô đối với SIP từ đường lên men chế biến hydro^A

Đặc tính

SIP

Phương pháp thử^B

THÀNH PHẦN

Axit tổng, mg KOH/g, max.

...

...

...

0,015

TCVN 7419 (ASTM D3242)/IP 354

ĐẶC TÍNH BAY HƠI

Thành phần cất phải đáp ứng cả hai yêu cầu dưới đây:

1. Chưng cất vật lý

...

...

...

TCVN 2698 (ASTM D86)^C hoặc IP 123^C

Nhiệt độ thu hồi 10 % thể tích (T10)

Max

250

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

...

...

...

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích (T90)

Báo cáo

Điểm sôi cuối, °C

Max

255

...

...

...

Min

5

Cặn chưng cất, %

Max

1,5

Hao hụt, %

Max

...

...

...

2. Chưng cất mô phỏng

TCVN 11585 (ASTM D2887)^D,E hoặc IP 406

Nhiệt độ chưng cất, °C

...

...

...

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 20 % thể tích (T20)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

...

...

...

Nhiệt độ thu hồi 80 % thể tích (T80)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích (T90)

Báo cáo

...

...

...

Báo cáo

Điểm chớp cháy, °C

Min

100^F

TCVN 7485 (ASTM D56) hoặc TCVN 6608 (ASTM D3828)^J, ASTM D7236^J, IP 170^J hoặc IP 534^J

Khối lượng riêng ở 15 °C, kg/m^3

765 đến 780

...

...

...

ĐẶC TÍNH CHẢY

Điểm băng, °C

Max

-60

TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16, TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435, ASTM D7153/IP 529, ASTM D7154 hoặc IP 528

TẠP CHẤT

...

...

...

Hàm lượng nhựa thực tế, mg/100 mL

Max

7

TCVN 6593 (ASTM D381) hoặc IP 540

Trị số tách nước, mức

...

...

...

Không có phụ gia dẫn điện

Min

85

TCVN 7272 (ASTM D3948)

ĐỘ ỔN ĐỊNH NHIỆT (2,5 h tại nhiệt độ kiểm soát)^K

Nhiệt độ °C

Min

...

...

...

ASTM D3241^G/IP 323^G

Giảm áp suất màng lọc, mm Hg

Max

25

Đánh giá ống: Một trong các yêu cầu sau phải đáp ứng:^H

...

...

...

Nhỏ hơn 3

Cặn không có màu con công hoặc màu bất thường

(2) Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR, hoặc Phụ lục A4 MWETR, trung bình trên diện tích 2,5 mm^2, nm

Max

85

...

...

...

Nhiệt trị cháy thực, MJ/kg

43,5

TCVN 14400 (ASTM D3338) hoặc ASTM D4809

PHỤ GIA

...

...

...

Min

17

Max

24

^A Đối với sự phù hợp của các kết quả thử nghiệm theo các yêu cầu của Bảng A.3.1, xem 7.4.

^B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong A.3.5.2. Các phương pháp thử trọng tài được in đậm, nếu áp dụng.

...

...

...

^D Không chuyển các nhiệt độ được xác định theo TCVN 11585 (ASTM D2887) tương đương sang TCVN 2698 (ASTM D86). Sự tương quan được cung cấp trong Phụ lục D của TCVN 11585 (ASTM D2887) là không cần thiết phải hiệu chính đối với các thành phần phối trộn tổng hợp nhiên liệu phản lực.

^E TCVN 11585 (ASTM D2887) nhằm mục đích cung cấp dữ liệu có thể được sử dụng để xác định bất kỳ sự thay đổi thành phần nào có thể xảy ra do thay đổi trong quá trình xử lý hoặc ô nhiễm.

^F Tại nơi sản xuất. Nhiệt độ kiểm soát 355 °C được quy định để cung cấp kiểm tra xác nhận định kỳ, theo từng lô về độ ổn định của quy trình và tính nhất quán về thành phần.

^G Độ ổn định nhiệt ASTM D3241/IP 323 là một thử nghiệm nhiên liệu hàng không quan trọng, kết quả của thử nghiệm này được sử dụng để đánh giá tính phù hợp của nhiên liệu phản lực đối với việc tuân thủ các quy định về an toàn hoạt động hàng không. Tính toàn vẹn của thử nghiệm ASTM D3241/IP 323 yêu cầu các ống gia nhiệt (coupon thử nghiệm) phải đáp ứng các yêu cầu tại Bảng 2 của ASTM D3241 và cho ra kết quả tương đương với các yêu cầu của ASTM D3241 khi thử với các ống gia nhiệt do nhà sản xuất thiết bị gốc (OEM) cung cấp. Một giao thức thử nghiệm để chứng minh tính tương đương của các ống gia nhiệt từ các nhà cung cấp khác có trong hồ sơ tại Trụ sở chính của ASTM Quốc tế và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:002-1550. Các ống gia nhiệt và bộ lọc do OEM sản xuất (PAC, 8824 Fallbrook Drive, Houston, TX 77064) đã được sử dụng trong quá trình xây dựng ASTM D3241/IP 323. Ống gia nhiệt và bộ lọc, do Falex sản xuất (Falex Corporation, 1020 Airpark Dr., Sugar Grove, IL, 60554-9585) đã chứng minh được rằng mang lại kết quả tương đương (xem ASTM D3241 để biết thông tin tham khảo về báo cáo nghiên cứu).

^H Mức đóng cặn sẽ được đo bằng ASTM D3241 Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR, khi có sẵn thiết bị. Nếu thiết bị Phụ lục A2 ITR báo cáo "N/A" cho phép đo thể tích của ống, thì kết quả sẽ không đạt và giá trị được báo cáo là >85 nm. Đánh giá trực quan ống gia nhiệt theo phương pháp trong Phụ lục A1 của ASTM D3241 là không cần thiết khi các kết quả đo độ dày cặn theo phương pháp của Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR đã được báo cáo. Trong trường hợp có tranh chấp giữa kết quả từ các phương pháp trực quan và phương pháp đo lường, trọng tài sẽ xem xét phương pháp Phụ lục A3 ETR nếu có, nếu không thì Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A4 MWETR. Dữ liệu hỗ trợ việc đưa Phụ lục A4 MWETR vào đã được nộp tại Trụ sở chính của ASTM Quốc tế và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:D02-2072. Liên hệ với trung tâm dịch vụ khách hàng của ASTM theo địa chỉ www.astm.org/contact.

^I Chất chống oxy hóa phải được thêm vào sản phẩm và đảm bảo trộn đều trước khi thực hiện các hoạt động vận chuyển hoặc vận hành mà có khả năng làm sản phẩm tiếp xúc đáng kể với không khí. Việc pha trộn phụ gia chống oxy hóa được thực hiện càng sớm càng tốt ngay sau quá trình chế biến hydro hoặc phân đoạn hóa để ngăn ngừa quá trình peroxy hóa và hình thành keo sau khi sản xuất. Phun trên đường ống hoặc bộ trộn trong bồn chứa được coi là phương pháp chấp nhận được để đảm bảo trộn đều.

^J So với TCVN 7485 (ASTM D 56), kết quả thu được bằng TCVN 2693 (ASTM D93)có thể cao hơn tới 1,5 °C; IP 170, IP 534 và ASTM D7236 có thể cao hơn tới 0,5 °C; ASTM D3828 (IP 523) có thể thấp hơn tới 0,5 °C (báo cáo nghiên cứu đang chờ nộp tại ASTM và có tại Viện Năng lượng Hoa kỳ với tên gọi ILS2019_MMS_1).

^K Khi phân tích nhiên liệu tuốc bin hàng không hoặc các thành phần phối trộn tổng hợp bằng ASTM D3241 hoặc IP 323, người dùng cần phải báo cáo kết quả thu được khi sử dụng thiết bị 230 Mk IV có bộ lọc nhiên liệu không tiêu hao bên trong nằm ở thượng nguồn của bộ lọc sơ bộ 0,45 μm.

...

...

...

Đặc tính

SIP

Phương pháp thử^B

Thành phần hydrocacbon

Hydrocacbon bão hoà, % khối lượng

Min

...

...

...

ASTM D7974

Farnesane^C, % khối lượng

Min

97

ASTM D7974

Hexahydrofarnesol^D, % khối lượng

Max

1,5^E

ASTM D7974

...

...

...

Max

300

ASTM D2710/IP 299

Chất thơm, % khối lượng

Max

0,5

TCVN 12920 (ASTM D2425), ASTM D8305

Cacbon và hydro, % khối lượng

Min

...

...

...

ASTM D5291

Thành phần không-hydrocacbon

Nitơ, mg/kg

Max

2

ASTM D4629/IP 379

...

...

...

Max

75

TCVN 3182 (ASTM D6304) hoặc IP 438

Lưu huỳnh, mg/kg

Max

2

TCVN 7760 (ASTM D5453) hoặc TCVN 6701 (ASTM D2622)^F

Kim loại (ppm)

...

...

...

(Al, Ca, Co, Cr, Cu, Fe, K, Li, Mg, Mn, Mo, Na, Ni, P, Pb, Pd, Pt, Sn, Sr, Ti, V, Zn), mg/kg

Max

0,1 mỗi kim loại

ASTM D7111 hoặc UOP 389

Halogen, mg/kg

Max

1 cho mỗi halogen

ASTM D7359

...

...

...

^B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong A.3.6.2. Các phương pháp thử trọng tài được in đậm, nếu áp dụng.

^C Farnesane là một iso-parafin có công thức hoá học C₁₅H₃₂, danh pháp hoá học: 2,6,10-trimethyldodecane và số đăng ký CAS 3891-98-3.

^D Hexahydrofarnesol là một alkyl ancol có công thức hoá học C₁₅H₃₂O, danh pháp hoá học: 3,7,11-trimethyl-1-dodecane và số đăng ký CAS 6750-34-1.

^EMức tối đa của hexahydrofarnesol được kiểm soát bởi phần trăm khối lượng của hexahydrofarnesol ở dưới 1,5 %, tương ứng với mức tối đa là 0,11 % theo khối lượng của các phần tử ancol còn lại được mang cùng hexahydrotarnesol trong loại hexahydrotarnesol đó.

^F Có thể xác định hàm lượng lưu huỳnh theo TCVN 6701 (ASTM D2622) trong các phòng thử nghiệm nhất định với giới hạn phát hiện dưới là 1 mg/kg. Trong trường hợp có tranh chấp, áp dụng TCVN 7760 (ASTM D5453).

A.4  Kerosin tổng hợp với các hợp chất thơm đi từ quá trình alkyl hóa các hợp chất thơm nhẹ có nguồn gốc phi dầu mỏ

A.4.1  Phạm vi áp dụng

A.4.1.1  Phụ lục này quy định yêu cầu kỹ thuật đối với kerosin gốc parafin tổng hợp FT cộng với các hợp chất thơm (SPK/A) để sử dụng làm thành phần phối trộn tổng hợp trong nhiên liệu tuốc bin hàng không để sử dụng trong tàu bay dân dụng và động cơ. Các quy định kỹ thuật trong phụ lục này có thể được sử dụng để giao dịch, trao đổi bằng hợp đồng các thành phần phối trộn tổng hợp. Sự khác biệt giữa phụ lục này và A.1 là A.1 bị hạn chế đối với các vật liệu có nguồn gốc chế biến FT có hàm lượng chất thơm thấp, trong khi phụ lục này mô tả các dòng vật liệu có hàm lượng chất thơm được cố ý tăng lên bằng cách alkyl hóa các hợp chất thơm nhẹ có nguồn gốc không phải dầu mỏ (chủ yếu là benzen) với các olefin có nguồn gốc từ quá trình Fischer-Tropsch.

A.4.1.2  Các thành phần phối trộn tổng hợp được quy định trong phụ lục này không phù hợp để sử dụng cho động cơ tuốc bin hàng không trừ khi chúng được phối trộn với nhiên liệu thông thường hoặc các thành phần phối trộn thông thường theo các giới hạn được mô tả trong 6.1.4.

...

...

...

A.4.2  Quy định chung

A.4.2.1  Tất cả các yêu cầu của phần nội dung chính của tiêu chuẩn này đều áp dụng ngoại trừ những yêu cầu được nêu chi tiết trong phụ lục này.

A.4.3  Thuật ngữ, định nghĩa

A.4.3.1  Định nghĩa của các thuật ngữ cụ thể cho Phụ lục này:

A.4.3.1.1

Kerosin gốc parafin tổng hợp hydro hóa Fischer-Tropsch cộng với các chất thơm (Fischer- Tropsch hydroprocessed synthesized paraffinic kerosine plus aromatics)

FT-SPK/A

Kerosin gốc parafin tổng hợp FischerTropsch cộng với các chất thơm, được sản xuất bằng cách alkyl hóa các chất thơm nhẹ có nguồn gốc không phải từ dầu mỏ (chủ yếu là benzen).

A.4.4  Vật liệu và sản xuất

...

...

...

A.4.5  Các yêu cầu chi tiết về lô

A.4.5.1  Mỗi lô thành phần phối trộn tổng hợp phải tuân thủ các yêu cầu được quy định trong Bảng A.4.1.

A.4.5.2  Phương pháp thử

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

A.4.5.2.1  Khối lượng riêng: TCVN 6594 (ASTM D1298) hoặc IP 160 hoặc TCVN 8314 (ASTM D4052) hoặc IP 365.

A.4.5.2.2  Thành phần cất: TCVN 2698 (ASTM D86)/IP 123 hoặc TCVN 11585 (ASTM D2887) hoặc IP 406 hoặc ASTM D7344 hoặc ASTM D7345.

A.4.5.2.3.  Điểm chớp cháy: TCVN 7485 (ASTM D56), TCVN 6608 (ASTM D3828), ASTM D7236, IP 170, IP 523 hoặc IP 534.

A.4.5.2.4  Điểm băng: TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435, ASTM D7153/IP 529, ASTM D7154 hoặc IP 528 hoặc TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16. Các phương pháp thử này đều có thể được sử dụng để chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực. Tuy nhiên, một nghiên cứu liên phòng (RR: D02-1572) đánh giá khả năng của các phương pháp đánh giá điểm băng trong việc phát hiện nhiên liệu phản lực bị nhiễm bẩn bởi nhiên liệu điêzen đã xác định rằng TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435 và ASTM D7153/IP 529 cung cấp khả năng phát hiện các thay đổi điểm băng do nhiễm bẩn nhất quán hơn đáng kể so với TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16 và ASTM D7154 hoặc IP 528. Vì vậy, các phương pháp TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435 hoặc ASTM D7153/IP 529, hoặc cả hai được khuyến nghị sử dụng để thực hiện chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực và điều đó là dựa trên cơ sở độ tái lập và khả năng phát hiện nhiễm bẩn chéo của các phương pháp đó báo cáo trong RR: D02-1572. Cần điều tra làm rõ nguyên nhân dẫn đến kết quả đo điểm băng bằng các phương pháp tự động nằm ngoài giới hạn của quy định kỹ thuật. Nhưng các kết quả như vậy sẽ không loại trừ việc sử dụng nhiên liệu cho hàng không nếu kết quả đo điểm băng của nhiên liệu đó theo phương pháp trọng tài vẫn nằm trong giới hạn quy định kỹ thuật của tiêu chuẩn này.

A.4.5.2.5  Axit tổng: TCVN 7419 (ASTM D3242)/IP 354.

...

...

...

A.4.5.2.7  Hàm lượng nhựa thực tế: TCVN 6593 (ASTM D381).

A.4.5.2.8  Trị số tách nước (MSEP): TCVN 7272 (ASTM D3948).

A.4.5.2.9  Hàm lượng chất thơm: TCVN 7330 (ASTM D1319) hoặc IP 156 hoặc TCVN 12921 (ASTM D6379)/IP 436 hoặc ASTM D8267 hoặc ASTM D8305.

(1) Khi phân tích nhiên liệu tuốc bin hàng không theo TCVN 7330 (ASTM D1319) hoặc IP 156, người sử dụng không cần phải báo cáo kết quả nhận được khi sử dụng bất kỳ số lô nào sau đây của Gel nhuộm chỉ thị huỳnh quang: 3000000975, 3000000976, 3000000977, 3000000978, 3000000979 và 3000000980.

A.4.6  Các yêu cầu chi tiết khác

A.4.6.1  Mỗi lô thành phần phối trộn FT SPK/A phải đáp ứng các yêu cầu của Bảng A.4.2. Các yêu cầu này nhằm mục đích kiểm tra xác nhận việc kiểm soát các quy trình trong quá trình mở rộng quy mô sản xuất ban đầu của các thành phần phối trộn tổng hợp này. Mục tiêu cuối cùng của việc đưa ra các yêu cầu kỹ thuật chính là chuyển đổi từ các yêu cầu kỹ thuật của lô sản xuất sang yêu cầu quản lý thay đổi khi đã tích lũy đủ kinh nghiệm sản xuất. Sau khi sản xuất ổn định, các yêu cầu kỹ thuật của Bảng A.4.2 phải được thực hiện khi thiết lập các cơ sở hoặc các sơ đồ sản xuất mới hoặc khi có các thay đổi đáng kể trong hoạt động sản xuất hiện tại.

A.4.6.2  Phương pháp thử

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

A.4.6.2.1  Hàm lượng cycloparafin: TCVN 12920 (ASTM D2425).

...

...

...

A.4.6.2.3  Hàm lượng cacbon và hydro: ASTM D5291

A.4.6.2.4 Hàm lượng nitơ: ASTM D4629/IP 379.

A.4.6.2.5  Hàm lượng nước: TCVN 3182 (ASTM D6304) hoặc IP 438.

A.4.6.2.6  Hàm lượng lưu huỳnh: TCVN 7760 (ASTM D5453) hoặc TCVN 6701 (ASTM D2622).

Các phương pháp này có thể được sử dụng để chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực.

A.4.6.2.7  Hàm lượng kim loại: ASTM D7111 hoặc UOP 389.

A.4.6.2.8  Hàm lượng halogen: ASTM D7359.

Bảng A.4.1 - Các yêu cầu chi tiết về lô đối với SPK/A^A

Đặc tính

...

...

...

Phương pháp thử^B

THÀNH PHẦN

Axit tổng, mg KOH/g

Max

0,015

TCVN 7419 (ASTM D3242)/IP 354

...

...

...

1. Chất thơm, % thể tích

Max

20

TCVN 7330 (ASTM D1319) hoặc IP 156^c, ASTM D 8267 hoặc ASTM D8305^D

2. Chất thơm, % thể tích

Max

...

...

...

TCVN 12921 (ASTM D6379)/ IP 436

ĐẶC TÍNH BAY HƠI

Thành phần cất phải đáp ứng cả hai yêu cầu dưới đây:

1. Chưng cất vật lý Nhiệt độ chưng cất, °C

...

...

...

TCVN 2698 (ASTM D86),^E hoặc IP 123^E

Nhiệt độ thu hồi 10 % thể tích (T10)

Max

205

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích (T90)

...

...

...

Điểm sôi cuối, °C

Max

300

T90 -T10, °C,

Min

22

Cặn chưng cất, %,

Max

1,5

...

...

...

Max

1,5

2. Chưng cất mô phỏng

TCVN 11585 (ASTM D2887)^F^,^G

Nhiệt độ chưng cất, °C

...

...

...

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 20 % thể tích (T20)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 80 % thể tích (T80)

...

...

...

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích (T90)

Báo cáo

Điểm sôi cuối

Báo cáo

Điểm chớp cháy, °C,

Min

...

...

...

TCVN 7485 (ASTM D56) hoặc TCVN 6608 (ASTM D3828)^I IP 170^I, IP 523^I hoặc IP 534^I

Khối lượng riêng ở 15 °C, kg/m^3

755 đến 800

TCVN 6594 (ASTM D1298), IP 160, TCVN 8314 (ASTM D4052), IP 365

Điểm băng, °C,

Max

-40

TCVN 14403 (ASTM D5972)/ IP 435, ASTM D7153/IP 529, ASTM D7154 hoặc IP 528, hoặc TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16

Độ ổn định nhiệt (2,5 h tại nhiệt độ kiểm soát)^J

...

...

...

Nhiệt độ °C

Min

325^K

ASTM D3241^L/IP 323^L

Giảm áp suất màng lọc, mm Hg

Max

25

...

...

...

(1) Phụ lục A1 VTR, mã màu VTR

Nhỏ hơn 3 Cặn không có màu con công hoặc màu bất thường

(2) Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR, hoặc Phụ lục A4 MWETR, trung bình trên diện tích 2,5 mm^2, nm

85

...

...

...

Hàm lượng nhựa thực tế, mg/100 mL

Max

4

TCVN 6593 (ASTM D381) hoặc IP 540

Trị số tách nước (MSEP)

Min

90

TCVN 7272 (ASTM D3948)

PHỤ GIA

...

...

...

Min -Max

17 - 24

^A Đối với sự phù hợp của các kết quả thử nghiệm theo các yêu cầu của Bảng A.4.1, xem 7.4.

^B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong A.4.5.2. Các phương pháp thử trọng tài được in đậm, nếu áp dụng.

^C Khi phân tích nhiên liệu tuốc bin hàng không theo TCVN 7330 (ASTM D1319) hoặc IP 156, người sử dụng không cần phải báo cáo kết quả thu được khi sử dụng bất kỳ số lô nào sau đây của gel nhuộm chỉ thị huỳnh quang: 3000000975, 3000000976, 3000000977, 3000000978, 3000000979 và 3000000980.

^D Kết quả từ ASTM D8305 sẽ được hiệu chính độ chệch bằng cách sử dụng phương trình hiệu chính độ chệch cho tổng chất thơm trong Điều 13 (Độ chụm và Độ chệch) của ASTM D8305.

^E TCVN 2698 (ASTM D86) hoặc IP 123 chưng cất nhiên liệu phản lực được chạy ở điều kiện Nhóm 4, ngoại trừ nhiệt độ ngưng tụ Nhóm 3 được sử dụng.

^F Không chuyển các nhiệt độ được xác định theo TCVN 11585 (ASTM D2887) tương đương sang TCVN 2698 (ASTM D86). Sự tương quan được cung cấp trong Phụ lục D của TCVN 11585 (ASTM D2887) là không cần thiết phải hiệu chính đối với các thành phần phối trộn tổng hợp nhiên liệu phản lực.

...

...

...

^H Một quy định kỹ thuật về điểm chớp cháy tối thiểu cao hơn hoặc thấp hơn có thể được thỏa thuận giữa người mua và nhà cung cấp. Khi điểm chớp cháy đã thỏa thuận thấp hơn 38 °C thì sản phẩm sẽ không được gọi là SPK hoặc kerosin, nhưng có thể được sử dụng làm thành phần phối trộn A.1.

^I So với TCVN 7485 (ASTM D 56), kết quả thu được bằng TCVN 2693 (ASTM D93) có thể cao hơn tới 1,5 °C; IP 170, IP 534 và ASTM D7236 có thể cao hơn tới 0,5 °C; ASTM D3828 (IP 523) có thể thấp hơn tới 0,5 °C (báo cáo nghiên cứu đang chờ nộp tại ASTM và có tại Viện Năng lượng Hoa kỳ với tên gọi ILS2019_MMS_1).

^J Khi phân tích nhiên liệu tuốc bin hàng không hoặc các thành phần phối trộn tổng hợp bằng ASTM D3241 hoặc IP 323, người sử dụng không cần phải báo cáo kết quả thu được khi sử dụng thiết bị 230 Mk IV có bộ lọc nhiên liệu không tiêu hao bên trong nằm ở thượng nguồn của bộ lọc sơ bộ 0,45 μm.

^K Tại nơi sản xuất. Nhiệt độ kiểm soát 325 °C được quy định để cung cấp kiểm tra xác nhận định kỳ về độ ổn định của quy trình và tính nhất quán về thành phần từ lô sản xuất này sang lô sản xuất khác.

^L Mức đóng cặn sẽ được đo bằng ASTM D3241 Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR, khi có sẵn thiết bị. Nếu thiết bị Phụ lục A2 ITR báo cáo "N/A" cho phép đo thể tích của ống, thì kết quả sẽ không đạt và giá trị được báo cáo là >85 nm. Đánh giá trực quan ống gia nhiệt theo phương pháp trong Phụ lục A1 của ASTM D3241 là không cần thiết khi các kết quả đo độ dày cặn theo phương pháp của Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR đã được báo cáo. Trong trường hợp có tranh chấp giữa kết quả từ các phương pháp trực quan và phương pháp đo lường, trọng tài sẽ xem xét phương pháp Phụ lục A3 ETR nếu có, nếu không thì Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A4 MWETR. Dữ liệu hỗ trợ việc đưa Phụ lục A4 MWETR vào đã được nộp tại Trụ sở chính của ASTM Quốc tế và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:D02-2072. Liên hệ với trung tâm dịch vụ khách hàng của ASTM theo địa chỉ www.astm.org/contact.

^M Chất chống oxy hóa phải được thêm vào sản phẩm và đảm bảo trộn đều trước khi thực hiện các hoạt động vận chuyển hoặc vận hành mà có khả năng làm sản phẩm tiếp xúc đáng kể với không khí. Việc pha trộn phụ gia chống oxy hóa được thực hiện càng sớm càng tốt ngay sau quá trình chế biến hydro hoặc phân đoạn hóa để ngăn ngừa quá trình peroxy hóa và hình thành keo sau khi sản xuất. Phun trên đường ống hoặc bộ trộn trong bồn chứa được coi là phương pháp chấp nhận được để đảm bảo trộn đều.

Bảng A.4.2 - Các yêu cầu chi tiết khác đối với SPK/A^A

Đặc tính

...

...

...

Phương pháp thử^B

Thành phần hydrocacbon

Cycloparafin, % khối lượng

Max

15 °C

TCVN 12920 (ASTM D2425)

...

...

...

báo cáo

TCVN 12920 (ASTM D2425)

Cacbon và hydro, % khối lượng

Min

99,5

ASTM D5291

Thành phần không-hydrocacbon

...

...

...

Nitơ, mg/kg

Max

2

ASTM D4629/IP 379

Nước, mg/kg

Max

75

TCVN 3182 (ASTM D6304) hoặc IP 438

...

...

...

Max

15

TCVN 7760 (ASTM D5453), TCVN 6701 (ASTM D2622)

Kim loại

(AI, Ca, Co, Cr, Cu, Fe, K, Mg, Mn, Mo, Na, Ni, p, Pb, Pd, Pt, Sn, Sr, Ti, V, Zn), mg/kg,

Max

...

...

...

ASTM D7111 hoặc UOP 389

Halogen, mg/kg

Max

1

ASTM D7359

^A Đối với sự phù hợp của các kết quả thử nghiệm theo các yêu cầu của Bảng A.4.2, xem 7.4.

^B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong A.4.6.2. Các phương pháp thử trọng tài được in đậm, nếu áp dụng.

^C Thành phần cycloparatin lớn nhất dựa trên kinh nghiệm hiện tại với các thành phần phối trộn tổng hợp được chấp thuận và nằm trong phạm vi thông thường đối với nhiên liệu phản lực tinh chế.

A.5  Kerosin gốc parafin tổng hợp Ancol-to-Jet (ATJ-SPK)

...

...

...

A.5.1.1  Phụ lục này quy định yêu cầu đối với kerosin gốc parafin tổng hợp Ancol-to-Jet (ATJ-SPK) là thành phần phối trộn tổng hợp cho nhiên liệu tuốc bin hàng không để sử dụng trong tàu bay dân dụng và động cơ. Các quy định kỹ thuật trong phụ lục này có thể được sử dụng để giao dịch, trao đổi bằng hợp đồng các thành phần phối trộn tổng hợp.

A.5.1.2  Các thành phần phối trộn tổng hợp được quy định trong phụ lục này không phù hợp để sử dụng cho động cơ tuốc bin hàng không trừ khi chúng được phối trộn với nhiên liệu thông thường hoặc các thành phần phối trộn thông thường theo các giới hạn được mô tả trong 6.1.5.

A.5.1.3  Các giá trị được nêu theo đơn vị SI được coi là tiêu chuẩn.

A.5.2  Quy định chung

A.5.2.1  Tất cả các yêu cầu của nội dung chính của tiêu chuẩn này đều được áp dụng ngoại trừ như được nêu chi tiết trong phụ lục này.

A.5.3  Thuật ngữ

A.5.3.1  Định nghĩa về thuật ngữ cụ thể cho phụ lục này:

A.5.3.1.1

Kerosin gốc parafin tổng hợp Ancol-to-Jet (alcohol-to-jet synthetic paraffinic kerosene)

...

...

...

SPK được sản xuất với nguyên liệu đầu vào là ancol hoặc olefin và được chế biến thông qua các bước sau: tách nước (chỉ áp dụng cho nguyên liệu đầu vào ancol), oligome hóa, hydro hóa và phân đoạn hóa.

A.5.4  Vật liệu và sản xuất

A.5.4.1  Các thành phần phối trộn tổng hợp ATJ-SPK phải bao gồm kerosin gốc parafin tổng hợp chế biến hydro hoàn toàn có nguồn gốc từ etanol hoặc isobutanol (xem chú thích A.5.1) được chế biến thông qua tách nước, oligome hóa, hydro hóa và phân đoạn hóa.

A.5.4.1.1  Các thành phần phối trộn tổng hợp có nguồn gốc hoàn toàn từ isobuten được đưa vào ở bước xử lý trung gian của oligome hóa được coi là ATJ-SPK.

CHÚ THÍCH A.5.1: Mục tiêu cuối cùng của quy định này là cho phép sử dụng tất cả các loại ancol từ C2 đến C5 để sản xuất ATJ-SPK sau khi có đủ dữ liệu thử nghiệm cho các loại ancol khác này.

A.5.5  Yêu cầu chi tiết về lô

A.5.5.1  Mỗi lô thành phần phối trộn tổng hợp phải đáp ứng các yêu cầu được quy định trong Bảng A.5.1.

A.5.5.2  Phương pháp thử

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

...

...

...

A.5.5.2.2  Thành phần cất: TCVN 2698 (ASTM D86)/IP 123 hoặc TCVN 11585 (ASTM D2887) hoặc IP 406.

A.5.5.2.3  Điểm chớp cháy: TCVN 7485 (ASTM D56), TCVN 6608 (ASTM D3828), ASTM D7236, IP 170, IP 523 hoặc IP 534.

A.5.5.2.4  Điểm băng: TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435, ASTM D7153/IP 529, ASTM D7154 hoặc IP 528 hoặc TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16. Các phương pháp thử này đều có thể được sử dụng để chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực. Tuy nhiên, một nghiên cứu liên phòng (RR: D02-1572) đánh giá khả năng của các phương pháp đánh giá điểm băng trong việc phát hiện nhiên liệu phản lực bị nhiễm bẩn bởi nhiên liệu điêzen đã xác định rằng TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435 và ASTM D7153/IP 529 cung cấp khả năng phát hiện các thay đổi điểm băng do nhiễm bẩn nhất quán hơn đáng kể so với TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16 và ASTM D7154 hoặc IP 528. Vì vậy, các phương pháp TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435 hoặc ASTM D7153/IP 529, hoặc cả hai được khuyến nghị sử dụng để thực hiện chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực và điều đó là dựa trên cơ sở độ tái lập và khả năng phát hiện nhiễm bẩn chéo của các phương pháp đó báo cáo trong RR: D02-1572. Cần điều tra làm rõ nguyên nhân dẫn đến kết quả đo điểm băng bằng các phương pháp tự động nằm ngoài giới hạn của quy định kỹ thuật. Nhưng các kết quả như vậy sẽ không loại trừ việc sử dụng nhiên liệu cho hàng không nếu kết quả đo điểm băng của nhiên liệu đó theo phương pháp trọng tài vẫn nằm trong giới hạn quy định kỹ thuật của tiêu chuẩn này.

A.5.5.2.5  Axit tổng: TCVN 7419 (ASTM D3242)/IP 354.

A.5.5.2.6  Độ ổn định nhiệt: ASTM D3241/IP 323.

A.5.6  Các yêu cầu chi tiết khác

A.5.6.1  Mỗi lô thành phần hỗn hợp ATJ-SPK phải đáp ứng các yêu cầu của Bảng A.5.2. Các yêu cầu này nhằm mục đích kiểm tra xác nhận việc kiểm soát các quy trình trong quá trình mở rộng quy mô sản xuất ban đầu của các thành phần hỗn hợp tổng hợp này. Mục tiêu cuối cùng của việc đưa ra các yêu cầu kỹ thuật chính là chuyển đổi từ các yêu cầu kỹ thuật của lô sản xuất sang yêu cầu quản lý thay đổi khi đã tích lũy đủ kinh nghiệm sản xuất. Sau khi sản xuất ổn định, các yêu cầu kỹ thuật của Bảng A.5.2 phải được thực hiện khi thiết lập các cơ sở hoặc các sơ đồ sản xuất mới hoặc khi có các thay đổi đáng kể trong hoạt động sản xuất hiện tại, chẳng hạn như khi đưa nguyên vật liệu mới vào sản xuất, chẳng hạn như khi đưa nguyên vật liệu mới vào sản xuất.

A.5.6.2  Phương pháp thử

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

...

...

...

A.5.6.2.2  Hàm lượng chất thơm: TCVN 12920 (ASTM D2425) hoặc ASTM D8305.

A.5.6.2.3  Hàm lượng parafin: TCVN 12920 (ASTM D2425).

A.5.6.2.4  Hàm lượng cacbon và hydro: ASTM D5291.

A.5.6.2.5  Hàm lượng nitơ: ASTM D4629/IP 379.

A.5.6.2.6  Hàm lượng nước: TCVN 3182 (ASTM D6304) hoặc IP 438.

A.5.6.2.7  Hàm lượng lưu huỳnh: TCVN 7760 (ASTM D5453) hoặc TCVN 6701 (ASTM D2622). Có thể sử dụng một trong hai phương pháp thử này để chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực.

A.5.6.2.8  Hàm lượng kim loại: ASTM D7111 hoặc UOP 389.

Bảng A.5.1 - Các yêu cầu chi tiết về lô đối với Ancol-to-Jet (ATJ-SPK)^A

Đặc tính

...

...

...

ATJ-SPK

Phương pháp thử^B

THÀNH PHẦN

Axit tổng, mg KOH/g

Max

0,015

TCVN 7419 (ASTM D3242)/IP 354

ĐẶC TÍNH BAY HƠI

Thành phần cất phải đáp ứng cả hai yêu cầu dưới đây

...

...

...

Nhiệt độ chưng cất, °C

TCVN 2698 (ASTM D86),H TCVN 11585 (ASTM D2887)/ IP 406,^I

Nhiệt độ thu hồi 10 % thể tích (T10),

Max

205

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50),

...

...

...

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích (T90),

Báo cáo

Điểm sôi cuối, °C,

Max

300

T90-T10,

Min

...

...

...

Cặn chưng cất, %,

Max

1,5

Hao hụt, %,

Max

1,5

2. Chưng cất mô phỏng

Nhiệt độ chưng cất, °C

...

...

...

Nhiệt độ thu hồi 10 % thể tích (T10)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 20 % thể tích (T20)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

Báo cáo

...

...

...

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích (T90)

Báo cáo

Điểm sôi cuối

Báo cáo

Điểm chớp cháy, °C,

...

...

...

38^F

TCVN 7485 (ASTM D56), IP 170,^GTCVN 6608 (ASTM D3828),^G IP 534^G

Khối lượng riêng ở 15 °C, kg/m^3

730 đến 770

TCVN 6594 (ASTM D1298), IP 160, TCVN 8314 (ASTM D4052), IP 365

Điểm băng, °C,

Max

-40

...

...

...

Độ ổn định nhiệt (2,5 h tại nhiệt độ kiểm soát)^H

ASTM D3241^J/IP 323^J

Nhiệt độ °C,

Min

325^I

Giảm áp suất màng lọc, mm Hg,

Max

...

...

...

Đánh giá ống: Một trong các yêu cầu sau phải đáp ứng:^K

(1) Phụ lục A1 VTR, mã màu VTR

Nhỏ hơn 3 Cặn không có màu con công hoặc màu bất thường

(2) Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR, hoặc Phụ lục A4 MWETR, trung bình trên diện tích 2,5 mm^2, nm

Max

85

...

...

...

Min

17

Max

24

^A Đối với sự phù hợp của các kết quả thử nghiệm theo các yêu cầu của Bảng A.5.1, xem 7.4.

^B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong A.1.5.2. Các phương pháp thử trọng tài được in đậm, nếu áp dụng.

^C TCVN 2698 (ASTM D86) hoặc IP 123 chưng cất nhiên liệu phản lực được chạy ở điều kiện Nhóm 4, ngoại trừ nhiệt độ ngưng tụ Nhóm 3 được sử dụng.

...

...

...

^E TCVN 11585 (ASTM D2887) nhằm mục đích cung cấp dữ liệu có thể được sử dụng để xác định bất kỳ sự thay đổi thành phần nào có thể xảy ra do thay đổi trong quá trình chế biến hoặc ô nhiễm.

^F Quy định kỹ thuật về điểm chớp cháy tối thiểu cao hơn hoặc thấp hơn có thể được thỏa thuận giữa người mua và nhà cung cấp. Khi điểm chớp cháy đã thỏa thuận thấp hơn 38 °C thì sản phẩm sẽ không được gọi là SPK hoặc kerosin, nhưng có thể được sử dụng làm thành phần phối trộn A.5.

^G So với TCVN 7485 (ASTM D56), kết quả thu được bằng TCVN 2693 (ASTM D 93) có thể cao hơn tới 1,5 °C; IP 170, IP 534 và ASTM D7236 có thể cao hơn tới 0,5 °C; ASTM D 3828 (IP 523) có thể thấp hơn tới 0,5 °C (báo cáo nghiên cứu đang chờ nộp tại ASTM và có tại Viện Năng lượng với tên gọi ILS2019_MMS_1).

^H Khi phân tích nhiên liệu tuốc bin hàng không hoặc các thành phần phối trộn tổng hợp bằng ASTM D3241 hoặc IP 323, người sử dụng không cần phải báo cáo kết quả thu được khi sử dụng thiết bị 230 Mk IV có bộ lọc nhiên liệu không tiêu hao bên trong nằm ở thượng nguồn của bộ lọc sơ bộ 0,45 μm.

^I Tại nơi sản xuất. Nhiệt độ kiểm soát 325 °C được quy định để cung cấp kiểm tra xác nhận định kỳ về độ ổn định của quy trình và tính nhất quán về thành phần từ lô sản xuất này sang lô sản xuất khác.

^J Độ ổn định nhiệt ASTM D3241/IP 323 là một thử nghiệm nhiên liệu hàng không quan trọng, kết quả của thử nghiệm này được sử dụng để đánh giá tính phù hợp của nhiên liệu phản lực đối với việc tuân thủ các quy định về an toàn hoạt động hàng không. Tính toàn vẹn của thử nghiệm ASTM D3241/IP 323 yêu cầu các ống gia nhiệt (coupon thử nghiệm) phải đáp ứng các yêu cầu tại Bảng 2 của ASTM D3241 và cho ra kết quả tương đương với các yêu cầu của ASTM D3241 khi thử với các ống gia nhiệt do nhà sản xuất thiết bị gốc (OEM) cung cấp. Một giao thức thử nghiệm để chứng minh tính tương đương của các ống gia nhiệt từ các nhà cung cấp khác có trong hồ sơ tại Trụ sở chính của ASTM Quốc tế và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:002-1550. Các ống gia nhiệt và bộ lọc do OEM sản xuất (PAC, 8824 Fallbrook Drive, Houston, TX 77064) đã được sử dụng trong quá trình xây dựng ASTM D3241/IP 323. Ống gia nhiệt và bộ lọc, do Falex sản xuất (Falex Corporation, 1020 Airpark Dr., Sugar Grove, IL, 60554-9585) đã chứng minh được rằng mang lại kết quả tương đương (xem ASTM D3241 để biết thông tin tham khảo về báo cáo nghiên cứu).

^K Mức đóng cặn sẽ được đo bằng ASTM D3241 Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR, khi có sẵn thiết bị. Nếu thiết bị Phụ lục A2 ITR báo cáo "N/A" cho phép đo thể tích của ống, thì kết quả sẽ không đạt và giá trị được báo cáo là >85 nm. Đánh giá trực quan ống gia nhiệt theo phương pháp trong Phụ lục A1 của ASTM D3241 là không cần thiết khi các kết quả đo độ dày cặn theo phương pháp của Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR đã được báo cáo. Trong trường hợp có tranh chấp giữa kết quả từ các phương pháp trực quan và phương pháp đo lường, trọng tài sẽ xem xét phương pháp Phụ lục A3 ETR nếu có, nếu không thì Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A4 MWETR. Dữ liệu hỗ trợ việc đưa Phụ lục A4 MWETR vào đã được nộp tại Trụ sở chính của ASTM Quốc tế và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:D02-2072. Liên hệ với trung tâm dịch vụ khách hàng của ASTM theo địa chỉ www.astm.org/contact.

^L Chất chống oxy hóa phải được thêm vào sản phẩm và đảm bảo trộn đều trước khi thực hiện các hoạt động vận chuyển hoặc vận hành mà có khả năng làm sản phẩm tiếp xúc đáng kể với không khí. Việc pha trộn phụ gia chống oxy hóa được thực hiện càng sớm càng tốt ngay sau quá trình chế biến hydro hoặc phân đoạn hóa để ngăn ngừa quá trình peroxy hóa và hình thành keo sau khi sản xuất. Phun trên đường ống hoặc bộ trộn trong bồn chứa được coi là phương pháp chấp nhận được để đảm bảo trộn đều.

Bảng A.5.2 - Các yêu cầu chi tiết khác đối với Ancol-to-Jet (ATJ-SPK)^A

...

...

...

ATJ-SPK

Phương pháp thử^B

Thành phần hydrocacbon

Cycloparafin, % khối lượng

Max

15^C

...

...

...

Chất thơm, % khối lượng

Max

0,5

TCVN 12920 (ASTM D2425), ASTM D 8305

Parafin, % khối lượng

Báo cáo

TCVN 12920 (ASTM D2425)

Cacbon và hydro, % khối lượng

...

...

...

99,5

ASTM D5291

Thành phần không-hydrocacbon

Nitơ, mg/kg

Max

2

...

...

...

Nước, mg/kg

Max

75

TCVN 3182 (ASTM D6304) hoặc IP 438

Lưu huỳnh, mg/kg

Max

15

TCVN 7760 (ASTM D5453) hoặc TCVN 6701 (ASTM D2622)

Kim loại

...

...

...

(AI, Ca, Co, Cr, Cu, Fe, K, Li, Mg, Mn, Mo, Na, Ni, p, Pb, Pd, Pt, Sn, Sr, Ti, V, Zn), mg/kg

Max

0,1 mỗi kim loại

ASTM D7111 hoặc UOP 389

Halogen, mg/kg

Max

1

...

...

...

^A Đối với sự phù hợp của các kết quả thử nghiệm theo các yêu cầu của Bảng A.5.2, xem 7.4.

^B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong A.5.6.2. Các phương pháp thử trọng tài được in đậm, nếu áp dụng.

^C Thành phần cycloparafin lớn nhất dựa trên kinh nghiệm hiện tại với các thành phần phối trộn tổng hợp được chấp thuận và nằm trong phạm vi thông thường đối với nhiên liệu phản lực tinh chế.

A.6  Kerosin tổng hợp từ quá trình chuyển hóa thủy nhiệt các este axit béo và axit béo

A.6.1  Phạm vi áp dụng

A.6.1.1  Phụ lục này quy định yêu cầu kỹ thuật đối với nhiên liệu phản lực thủy nhiệt xúc tác (CHJ) là kerosin tổng hợp có chứa các hợp chất thơm được sản xuất từ este axit béo và axit béo được xử lý thủy nhiệt để sử dụng làm thành phần phối trộn tổng hợp trong nhiên liệu tuốc bin hàng không dùng cho tàu bay và động cơ dân dụng. Các quy định kỹ thuật trong phụ lục này có thể được sử dụng để giao dịch, trao đổi bằng hợp đồng các thành phần phối trộn tổng hợp.

A.6.1.2  Các thành phần phối trộn tổng hợp được quy định trong phụ lục này không phù hợp để sử dụng cho động cơ tuốc bin hàng không trừ khi chúng được phối trộn với nhiên liệu thông thường hoặc các thành phần phối trộn thông thường theo các giới hạn được mô tả trong 6.1.6.

A.6.1.3  Các giá trị nêu theo đơn vị SI được coi là tiêu chuẩn.

A.6.2  Quy định chung

...

...

...

A.6.3  Thuật ngữ

A.6.3.1  Định nghĩa các thuật ngữ cụ thể cho Phụ lục này:

A.6.3.1.1

Nhiên liệu phản lực thủy nhiệt xúc tác (catalytic hydrothermolysis jet)

CHJ

CHJ là thành phần phối trộn tổng hợp bao gồm chủ yếu là n-parafin, cycloparafin, isoparafin và các hợp chất thơm.

A.6.4  Vật liệu và sản xuất

A.6.4.1  Thành phần phối trộn tổng hợp phải bao gồm kerosin tổng hợp được chế biến hydro có chứa chất thơm có nguồn gốc hoàn toàn từ quá trình chuyển hóa thủy nhiệt của este axit béo và axit béo tự do. Quá trình chế biến tiếp theo của sản phẩm bao gồm bất kỳ sự kết hợp nào của quá trình xử lý bằng hydro, hydrocracking hoặc hydroisomer hóa và các quá trình lọc dầu thông thường khác và sẽ bao gồm quá trình phân đoạn hóa.

A.6.5  Yêu cầu chi tiết về lô

...

...

...

A.6.5.2  Phương pháp thử

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

A.6.5.2.1  Hàm lượng chất thơm: TCVN 7330 (ASTM D1319) hoặc IP 156 hoặc TCVN 12921 (ASTM D6379)/IP 436 hoặc ASTM D8267 hoặc ASTM D8305.

A.6.5.2.2  Khối lượng riêng: TCVN 6594 (ASTM D1298) hoặc IP 160 hoặc TCVN 8314 (ASTM D4052) hoặc IP 365.

A.6.5.2.3  Thành phần cất: TCVN 2698 (ASTM D86)/IP 123 hoặc TCVN 11585 (ASTM D2887) hoặc IP 406 hoặc ASTM D7344 hoặc ASTM D7345.

A.6.5.2.4  Hàm lượng nhựa thực tế: TCVN 6593 (ASTM D381) hoặc IP 540. Phương pháp thử TCVN 6593 (ASTM D381), sử dụng điều kiện vận hành tia hơi nước, là phương pháp trọng tài.

A.6.5.2.5  Este metyl axit béo (FAME): IP 585, IP 590.

A.6.5.2.6  Điểm chớp cháy: TCVN 7485 (ASTM D56), TCVN 6608 (ASTM D3828), ASTM D7236, IP 170, IP 523 hoặc IP 534.

A.6.5.2.7  Điểm băng: TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435, ASTM D7153/IP 529, ASTM D7154 hoặc IP 528 hoặc TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16. Các phương pháp thử này đều có thể được sử dụng để chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực. Tuy nhiên, một nghiên cứu liên phòng (RR: D02- 1572) đánh giá khả năng của các phương pháp đánh giá điểm băng trong việc phát hiện nhiên liệu phản lực bị nhiễm bẩn bởi nhiên liệu điêzen đã xác định rằng TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435 và ASTM D7153/IP 529 cung cấp khả năng phát hiện các thay đổi điểm băng do nhiễm bẩn nhất quán hơn đáng kể so với TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16 và ASTM D7154 hoặc IP 528. Vì vậy, các phương pháp TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435 hoặc ASTM D7153/IP 529, hoặc cả hai được khuyến nghị sử dụng để thực hiện chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực và điều đó là dựa trên cơ sở độ tái lập và khả năng phát hiện nhiễm bẩn chéo của các phương pháp đó báo cáo trong RR: D02-1572. Cần điều tra làm rõ nguyên nhân dẫn đến kết quả đo điểm băng bằng các phương pháp tự động nằm ngoài giới hạn của quy định kỹ thuật. Nhưng các kết quả như vậy sẽ không loại trừ việc sử dụng nhiên liệu cho hàng không nếu kết quả đo điểm băng của nhiên liệu đó theo phương pháp trọng tài vẫn nằm trong giới hạn quy định kỹ thuật của tiêu chuẩn này.

...

...

...

A.6.5.2.9  Độ ổn định nhiệt: ASTM D3241.

A.6.6  Các yêu cầu chi tiết khác

A.6.6.1  Mỗi lô thành phần phối trộn CHJ phải đáp ứng các yêu cầu của Bảng A.6.2. Các yêu cầu này nhằm xác minh việc kiểm soát các quy trình trong quá trình mở rộng quy mô sản xuất ban đầu của các thành phần phối trộn tổng hợp này. Mục tiêu cuối cùng của việc đưa ra các yêu cầu kỹ thuật chính là chuyển đổi từ các yêu cầu kỹ thuật của lô sản xuất sang yêu cầu quản lý thay đổi khi đã tích lũy đủ kinh nghiệm sản xuất. Sau khi sản xuất ổn định, các yêu cầu kỹ thuật của Bảng A.6.2 phải được thực hiện khi thiết lập các cơ sở hoặc các sơ đồ sản xuất mới hoặc khi có các thay đổi đáng kể trong hoạt động sản xuất hiện tại, chẳng hạn như khi đưa nguyên vật liệu mới vào sản xuất, chẳng hạn như khi đưa nguyên vật liệu mới vào sản xuất.

A.6.6.2  Phương pháp thử

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

A.6.6.2.1  Hàm lượng cycloparafin: TCVN 12920 (ASTM D2425)

A.6.6.2.2  Hàm lượng parafin: TCVN 12920 (ASTM D2425).

A.6.6.2.3  Hàm lượng cacbon và hydro: ASTM D5291.

A.6.6.2.4  Hàm lượng nitơ: ASTM D4629/IP 379.

...

...

...

A.6.6.2.6  Hàm lượng lưu huỳnh: TCVN 7760 (ASTM D5453) hoặc TCVN 6701 (ASTM D2622). TCVN 7760 (ASTM D5453) là phương pháp trọng tài.

A.6.6.2.7  Hàm lượng kim loại: ASTM D7111 hoặc UOP 389.

A.6.6.2.8  Hàm lượng halogen: ASTM D7359.

Bảng A.6.1 - Các yêu cầu chi tiết về lô đối với CHJ từ các este axit béo và các axit béo^A

Đặc tính

CHJ-SPK

Phương pháp thử^B

THÀNH PHẦN

...

...

...

Axit tổng, mg KOH/g

Max

0,015

TCVN 7419 (ASTM D3242)/IP 354

Chất thơm: phải đáp ứng một trong các yêu cầu sau đây:

...

...

...

8 đến 20

TCVN 7330 (ASTM D1319)/IP 156, ASTM D8267 hoặc ASTM D8305^C

2. Chất thơm, % thể tích

8,4 đến 21,2

TCVN 12921 (ASTM D6379)/IP 436

ĐẶC TÍNH BAY HƠI

...

...

...

Thành phần cất phải đáp ứng cả hai yêu cầu dưới đây:

1. Chưng cất vật lý

TCVN 2698 (ASTM D86),^D hoặc IP 123^D hoặc ASTM D7345

Nhiệt độ chưng cất, °C

...

...

...

Nhiệt độ thu hồi 10 % thể tích (T10)

Max

205

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

Báo cáo

...

...

...

Báo cáo

Điểm sôi cuối, °C

Max

300

T50 – T10, °C

Min

...

...

...

T90 – T10, °C

Min

40

Cặn chưng cất, %

Max

1,5

...

...

...

Max

1,5

2. Chưng cất mô phỏng Nhiệt độ chưng cất, °C

TCVN 11585 (ASTM D2887)^E^,^F

Nhiệt độ thu hồi 10 % thể tích (T10)

...

...

...

Nhiệt độ thu hồi 20 % thể tích (T20)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 80 % thể tích (T80)

Báo cáo

...

...

...

Báo cáo

Điểm sôi cuối

Báo cáo

Điểm chớp cháy, °C,

Min

38^F

TCVN 7485 (ASTM D56), IP ^534H
TCVN 6608 (ASTM D3828),^H
ASTM D7236^H, IP 170,^H IP 523^H

...

...

...

775 đến 840

TCVN 6594 (ASTM D1298) hoặc IP 160, TCVN 8314 (ASTM D4052) hoặc IP 365

Điểm băng, °C,

Max

-40

TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435, ASTM D7153/IP 529, ASTM D7154 hoặc IP 528, hoặc TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16

Hàm lượng nhựa thực tế, mg/100 mL,

Max

...

...

...

TCVN 6593 (ASTM D381), IP 540

FAME, mg/kg,

Max

<5^I

IP 585 hoặc IP 590

Độ ổn định nhiệt (2,5 h tại nhiệt độ kiểm soát)^J

...

...

...

Nhiệt độ, °C

Min

325^K

Giảm áp suất màng lọc, mm Hg,

Max

25

Đánh giá ống: Một trong các yêu cầu sau phải đáp ứng:^M

...

...

...

Nhỏ hơn 3 Cặn không có màu con công hoặc màu bất thường

(2) Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR, hoặc Phụ lục A4 MWETR, trung bình trên diện Max tích 2,5 mm^2, nm

85

PHỤ GIA chống oxy hóa, mg/LN

Min

17

...

...

...

24

^A Đối với sự phù hợp của các kết quả thử nghiệm theo các yêu cầu của Bảng A.6.1, xem 7.4.

^B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong A.6.5.2.

C Kết quả từ ASTM D8305 sẽ được hiệu chính độ chệch bằng cách sử dụng phương trình hiệu chính độ chệch cho tổng chất thơm trong Điều 13 (Độ chụm và Độ chệch) của ASTM D8305. Kết quả chất thơm đã hiệu chính độ chệch cũng sẽ được sử dụng trong TCVN 14400 (ASTM D3338).

^D Chưng cất nhiên liệu phản lực theo TCVN 2698 (ASTM D86) hoặc IP 123 phải được chạy ở điều kiện Nhóm 4, trừ khi nhiệt độ ngưng tụ Nhóm 3 được sử dụng.

^E Không chuyển các nhiệt độ được xác định theo TCVN 11585 (ASTM D2887) tương đương sang TCVN 2698 (ASTM D86). Sự tương quan được cung cấp trong Phụ lục D của TCVN 11585 (ASTM D2887) là không cần thiết phải hiệu chính đối với các thành phần phối trộn tổng hợp nhiên liệu phản lực

^F TCVN 11585 (ASTM D2887) nhằm mục đích cung cấp dữ liệu có thể được sử dụng để xác định bất kỳ sự thay đổi thành phần nào có thể xảy ra do thay đổi trong quá trình chế biến hoặc ô nhiễm.

^G Quy định kỹ thuật về điểm chớp cháy tối thiểu cao hơn hoặc thấp hơn có thể được thỏa thuận giữa người mua và nhà cung cấp. Khi điểm chớp cháy đã thỏa thuận thấp hơn 38 °C thì sản phẩm sẽ không được gọi là SPK hoặc kerosin, nhưng có thể được sử dụng làm thành phần phối trộn Phụ lục A1.

^H So với TCVN 7485 (ASTM D56), kết quả thu được bằng TCVN 2693 (ASTM D93) có thể cao hơn tới 1,5 °C; IP 170, IP 534 và ASTM D7236 có thể cao hơn tới 0,5 °C; TCVN 6608 (ASTM D3828) (IP 523) có thể thấp hơn tới 0,5 °C (báo cáo nghiên cứu đang chờ nộp tại ASTM và có tại Viện Năng lượng với tên gọi ILS2019_MMS_1).

...

...

...

^J Khi phân tích nhiên liệu tuốc bin hàng không hoặc các thành phần phối trộn tổng hợp bằng ASTM D3241 hoặc IP 323, người dùng không được báo cáo kết quả thu được khi sử dụng thiết bị 230 Mk IV có bộ lọc nhiên liệu không tiêu hao bên trong nằm ở thượng nguồn của bộ lọc sơ bộ 0,45 μm.

^K Tại nơi sản xuất. Nhiệt độ kiểm soát 325 °C được quy định để cung cấp kiểm tra xác nhận định kỳ về độ ổn định của quy trình và tính nhất quán về thành phần từ lô sản xuất này sang lô sản xuất khác.

^L Độ ổn định nhiệt ASTM D3241/IP 323 là một thử nghiệm nhiên liệu hàng không quan trọng, kết quả của thử nghiệm này được sử dụng để đánh giá tính phù hợp của nhiên liệu phản lực đối với việc tuân thủ các quy định về an toàn hoạt động hàng không. Tính toàn vẹn của thử nghiệm ASTM D3241/IP 323 yêu cầu các ống gia nhiệt (coupon thử nghiệm) phải đáp ứng các yêu cầu tại Bảng 2 của ASTM D3241 và cho ra kết quả tương đương với các yêu cầu của ASTM D3241 khi thử với các ống gia nhiệt do nhà sản xuất thiết bị gốc (OEM) cung cấp. Một giao thức thử nghiệm để chứng minh tính tương đương của các ống gia nhiệt từ các nhà cung cấp khác có trong hồ sơ tại Trụ sở chính của ASTM Quốc tế và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:002-1550. Các ống gia nhiệt và bộ lọc do OEM sản xuất (PAC, 8824 Fallbrook Drive, Houston, TX 77064) đã được sử dụng trong quá trình xây dựng ASTM D3241/IP 323. Ống gia nhiệt và bộ lọc, do Falex sản xuất (Falex Corporation, 1020 Airpark Dr., Sugar Grove, IL, 60554-9585) đã chứng minh được rằng mang lại kết quả tương đương (xem ASTM D3241 để biết thông tin tham khảo về báo cáo nghiên cứu).

^M Mức đóng cặn sẽ được đo bằng ASTM D3241 Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR, khi có sẵn thiết bị. Nếu thiết bị Phụ lục A2 ITR báo cáo "N/A" cho phép đo thể tích của ống, thì kết quả sẽ không đạt và giá trị được báo cáo là >85 nm. Đánh giá trực quan ống gia nhiệt theo phương pháp trong Phụ lục A1 của ASTM D3241 là không cần thiết khi các kết quả đo độ dày cặn theo phương pháp của Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR đã được báo cáo. Trong trường hợp có tranh chấp giữa kết quả từ các phương pháp trực quan và phương pháp đo lường, trọng tài sẽ xem xét phương pháp Phụ lục A3 ETR nếu có, nếu không thì Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A4 MWETR. Dữ liệu hỗ trợ việc đưa Phụ lục A4 MWETR vào đã được nộp tại Trụ sở chính của ASTM Quốc tế và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:D02-2072. Liên hệ với trung tâm dịch vụ khách hàng của ASTM theo địa chỉ www.astm.org/contact.

^N Chất chống oxy hóa phải được thêm vào sản phẩm và đảm bảo trộn đều trước khi thực hiện các hoạt động vận chuyển hoặc vận hành mà có khả năng làm sản phẩm tiếp xúc đáng kể với không khí. Việc pha trộn phụ gia chống oxy hóa được thực hiện càng sớm càng tốt ngay sau quá trình chế biến hydro hoặc phân đoạn hóa để ngăn ngừa quá trình peroxy hóa và hình thành keo sau khi sản xuất. Phun trên đường ống hoặc bộ trộn trong bồn chứa được coi là phương pháp chấp nhận được để đảm bảo trộn đều.

Bảng A.6.2 - Các yêu cầu chi tiết khác đối với CHJ từ các este axit béo và các axit béo^A

Đặc tính

CHJ-SPK

Phương pháp thửB

...

...

...

Cycloparafin, % khối lượng

Báo cáo

TCVN 12920 (ASTM D2425)

Paraffn, % khối lượng

...

...

...

TCVN 12920 (ASTM D2425)

Cacbon và hydro, % khối lượng, Thành phần không-hydrocacbon

Min

99,5

ASTM D5291

Nitơ, mg/kg

Max

2

ASTM D4629/IP 379

...

...

...

Max

75

TCVN 3182 (ASTM D6304) hoặc IP 438

Lưu huỳnh, mg/kg

Max

15

TCVN 7760 (ASTM D5453) hoặc TCVN 6701 (ASTM D2622)

Kim loại

...

...

...

(AI, Ca, Co, Cr, Cu, Fe, K, Mg, Mn, Mo, Na, Ni, P, Pb, Pd, Pt, Sn, Sr, Ti, V, Zn), mg/kg

Max

0,1 mỗi kim loại

ASTM D7111 hoặc UOP 389

Halogen, mg/kg

Max

1

ASTM D7359

...

...

...

B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong A.6.2.

A.7  Kerosin gốc parafin tổng hợp từ hydrocacbon, este và axit béo chế biến hydro

A.7.1  Phạm vi áp dụng

A.7.1.1  Phụ lục này quy định yêu cầu kỹ thuật đối với kerosin gốc parafin tổng hợp được sản xuất từ hydrocacbon, este và axit béo chế biến hydro có nguồn gốc sinh học (A.7.4.1.2) để sử dụng làm thành phần phối trộn tổng hợp trong nhiên liệu tuốc bin hàng không để sử dụng trong tàu bay dân dụng và động cơ. Các quy định kỹ thuật trong phụ lục này có thể được sử dụng để giao dịch, trao đổi bằng hợp đồng các thành phần phối trộn tổng hợp.

A.7.1.2  Các thành phần phối trộn tổng hợp được quy định trong phụ lục này không phù hợp để sử dụng cho động cơ tuốc bin hàng không trừ khi chúng được phối trộn với nhiên liệu thông thường hoặc các thành phần phối trộn thông thường theo các giới hạn được mô tả trong 6.1.7.

A.7.1.3  Các giá trị nêu theo đơn vị SI được coi là tiêu chuẩn.

A.7.2  Quy định chung

A.7.2.1  Tất cả các yêu cầu của nội dung chính của quy định kỹ thuật này đều được áp dụng ngoại trừ các nội dung được nêu chi tiết trong phụ lục này.

A.7.3  Thuật ngữ

...

...

...

A.7.3.1.1

Hydrocacbon, este và axit béo loại chế biến hydro (hydroprocessed hydrocarbons, esters and fatty acids)

HC-HEFA

Hydrocacbon và axit béo tự do và este axit béo có nguồn gốc sinh học (ví dụ, metyl este axit béo) chế biến hydro để bão hòa các phân tử hydrocacbon và loại bỏ về cơ bản toàn bộ oxy.

A.7.4  Vật liệu và sản xuất

A.7.4.1  Các thành phần hỗn hợp tổng hợp phải bao gồm kerosin gốc parafin tổng hợp chế biến hydro có nguồn gốc hoàn toàn từ:

A.7.4.1.1  Parafin có nguồn gốc từ quá trình hydro hóa và khử oxy của hydrocacbon có nguồn gốc sinh học, este axit béo và axit béo tự do.

A.7.4.1.2  Các nguồn sinh học được công nhận:

(1) Các loài tảo Botryococcus braunii (xem chú thích A7.1).

...

...

...

A.7.4.1.3  Quá trình chế biến tiếp theo của sản phẩm phải bao gồm hydrocracking, hoặc hydroisomer hóa, hoặc isomer hóa, hoặc kết hợp cả hai và có thể bao gồm các quá trình lọc dầu thông thường khác. Quá trình chế biến cuối cùng của sản phẩm phải bao gồm quá trình phân đoạn được thực hiện để tạo ra thành phần phối trộn nhiên liệu phản lực phù hợp với các yêu cầu.

A.7.5  Yêu cầu cụ thể về lô

A7.5.1  Mỗi lô thành phần phối trộn HC-HEFA SPK phải tuân thủ các yêu cầu được quy định trong Bảng A.7.1.

A.7.5.2  Phương pháp thử

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

A.7.5.2.1  Khối lượng riêng: TCVN 6594 (ASTM D1298) hoặc IP 160 hoặc TCVN 8314 (ASTM D4052) hoặc IP 365.

A.7.5.2.2  Thành phần cất: TCVN 2698 (ASTM D86)/IP 123 hoặc TCVN 11585 (ASTM D2887) hoặc IP 406 hoặc ASTM D7344 hoặc ASTM D7345.

A.7.5.2.3  Hàm lượng nhựa thực tế: TCVN 6593 (ASTM D381) hoặc IP 540. Phương pháp thử TCVN 6593 (ASTM D381), sử dụng điều kiện vận hành tia hơi nước, là phương pháp trọng tài.

A.7.5.2.4  Este metyl axit béo (FAME): IP 585, IP 590.

...

...

...

A.7.5.2.6  Điểm băng: TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435, ASTM D7153/IP 529, ASTM D7154 hoặc IP 528 hoặc TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16. Các phương pháp thử này đều có thể được sử dụng để chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực. Tuy nhiên, một nghiên cứu liên phòng (RR: D02-1572) đánh giá khả năng của các phương pháp đánh giá điểm băng trong việc phát hiện nhiên liệu phản lực bị nhiễm bẩn bởi nhiên liệu điêzen đã xác định rằng TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435 và ASTM D7153/IP 529 cung cấp khả năng phát hiện các thay đổi điểm băng do nhiễm bẩn nhất quán hơn đáng kể so với TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16 và ASTM D7154 hoặc IP 528. Vì vậy, các phương pháp TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435 hoặc ASTM D7153/IP 529, hoặc cả hai được khuyến nghị sử dụng để thực hiện chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực và điều đó là dựa trên cơ sở độ tái lập và khả năng phát hiện nhiễm bẩn chéo của các phương pháp đó báo cáo trong RR: D02-1572. Cần điều tra làm rõ nguyên nhân dẫn đến kết quả đo điểm băng bằng các phương pháp tự động nằm ngoài giới hạn của quy định kỹ thuật. Nhưng các kết quả như vậy sẽ không loại trừ việc sử dụng nhiên liệu cho hàng không nếu kết quả đo điểm băng của nhiên liệu đó theo phương pháp trọng tài vẫn nằm trong giới hạn quy định kỹ thuật của tiêu chuẩn này.

A.7.5.2.7  Chiều cao ngọn lửa không khói: TCVN 7418 (ASTM D1322).

A.7.5.2.8  Axit tổng: TCVN 7419 (ASTM D3242).

A.7.5.2.9  Độ ổn định nhiệt: ASTM D3241.

A.7.6  Các yêu cầu chi tiết khác

A.7.6.1  Mỗi lô thành phần phối trộn HC-HEFA SPK phải đáp ứng các yêu cầu của Bảng A.7.2. Các yêu cầu này nhằm mục đích kiểm tra xác nhận việc kiểm soát các quy trình trong quá trình mở rộng quy mô sản xuất ban đầu của các thành phần phối trộn tổng hợp này. Mục tiêu cuối cùng của việc đưa ra các yêu cầu kỹ thuật chính là chuyển đổi từ các yêu cầu kỹ thuật của lô sản xuất sang yêu cầu quản lý thay đổi khi đã tích lũy đủ kinh nghiệm sản xuất. Sau khi sản xuất ổn định, các yêu cầu kỹ thuật của Bảng A.7.2 phải được thực hiện khi thiết lập các cơ sở hoặc các sơ đồ sản xuất mới hoặc khi có các thay đổi đáng kể trong hoạt động sản xuất hiện tại, chẳng hạn như khi đưa nguyên vật liệu mới vào sản xuất, chẳng hạn như khi đưa nguyên vật liệu mới vào sản xuất.

A.7.6.2  Phương pháp thử

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

A.7.6.2.1  Hàm lượng cycloparafin: TCVN 12920 (ASTM D2425).

...

...

...

A.7.6.2.3  Hàm lượng parafin: TCVN 12920 (ASTM D2425).

A.7.6.2.4  Hàm lượng cacbon và hydro: ASTM D5291.

A.7.6.2.5  Hàm lượng nitơ: ASTM D4629/IP 379.

A.7.6.2.6  Hàm lượng nước: TCVN 3182 (ASTM D6304) hoặc IP 438.

A.7.6.2.7  Hàm lượng lưu huỳnh: TCVN 7760 (ASTM D5453) hoặc TCVN 6701 (ASTM D2622).

A.7.6.2.8  Hàm lượng kim loại: ASTM D7111 hoặc UOP 389.

A.7.6.2.9  Hàm lượng halogen: ASTM D7359

Bảng A.7.1 - Các yêu cầu chi tiết về lô đối với SPK từ hydrocacbon, este và axit béo chế biến hydro^A

Đặc tính

...

...

...

Phương pháp thử^B

THÀNH PHẦN

Axit tổng, mg KOH/g,

Max

0,015

TCVN 7419 (ASTM D3242)/IP 354

...

...

...

Thành phần cất phải đáp ứng cả hai yêu cầu dưới đây:

1. Chưng cất vật lý

Nhiệt độ chưng cất, °C

...

...

...

Nhiệt độ thu hồi 10 % thể tích (T10)

Max

205

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích (T90)

Báo cáo

...

...

...

Max

300

T90-T10

Min

22

Cặn chưng cất, %

Max

1,5

Hao hụt, %

...

...

...

1,5

2. Chưng cất mô phỏng

Nhiệt độ chưng cất, °C

TCVN 11585 (ASTM D2887^D^,^E

Nhiệt độ thu hồi 10 % thể tích (T10)

Báo cáo

...

...

...

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 80 % thể tích (T80)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích (T90)

...

...

...

Báo cáo

Điểm sôi cuối

Báo cáo

Điểm chớp cháy, °C,

Min

38^F

TCVN 7485 (ASTM D 56) hoặc
TCVN 6608 (ASTM D3828)^G
ASTM D7236^G IP 170,^G IP 534^G

Khối lượng riêng ở 15 °C, kg/m^3

...

...

...

730 đến 800^H

TCVN 6594 (ASTM D1298) hoặc
IP 160, TCVN 8314 (ASTM D4052) hoặc IP 365

Điểm băng, °C,

Max

-40

TCVN 14403 (ASTM D5972)/ IP 435, ASTM D7153/IP 529, ASTM D7154 hoặc IP 528, hoặc TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16

Chiều cao ngọn lửa không khói, mm,

Min

25,0°

...

...

...

Hàm lượng nhựa thực tế, mg/100 mL

Max

7

TCVN 6593 (ASTM D381), IP 540

FAME, mg/kg,

Max

<5^I

IP 585 hoặc IP 590

Độ ổn định nhiệt (2,5 h tại nhiệt độ kiểm soát)^J

...

...

...

Nhiệt độ °C,

Min

325K

ASTM D3241^L/IP 323^L

Giảm áp suất màng lọc, mm Hg,

Max

25

...

...

...

(1) Phụ lục A1 VTR, mã màu VTR

Nhỏ hơn 3 Cặn không có màu con công hoặc màu bất thường

(2) Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR, hoặc Phụ lục A4 MWETR, trung bình trên diện tích 2,5 mm^2, nm

Max

85

PHỤ GIA

...

...

...

Phụ gia chống oxy hóa, mg/L^L

Min - Max

17 - 24

^A Đối với sự phù hợp của các kết quả thử nghiệm theo các yêu cầu của Bảng A.7.1, xem 7.4.

^B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong A.7.5.2. Các phương pháp thử trọng tài được in đậm, nếu áp dụng.

^C TCVN 2698 (ASTM D86) hoặc IP 123 chưng cất nhiên liệu phản lực được chạy ở điều kiện Nhóm 4, ngoại trừ nhiệt độ ngưng tụ Nhóm 3 được sử dụng.

...

...

...

^E TCVN 11585 (ASTM D2887) nhằm mục đích cung cấp dữ liệu có thể được sử dụng để xác định bất kỳ sự thay đổi thành phần nào có thể xảy ra do thay đổi trong quá trình chế biến hoặc ô nhiễm.

^F Một quy định kỹ thuật về điểm chớp cháy tối thiểu cao hơn hoặc thấp hơn có thể được thỏa thuận giữa người mua và nhà cung cấp. Khi điểm chớp cháy đã thỏa thuận thấp hơn 38 °C thì sản phẩm sẽ không được gọi là SPK hoặc kerosin, nhưng có thể được sử dụng làm thành phần phối trộn Phụ lục A.1.

^G So với TCVN 7485 (ASTM D 56), kết quả thu được bằng TCVN 2693 (ASTM D93) có thể cao hơn tới 1,5 °C; IP 170, IP 534 và ASTM D7236 có thể cao hơn tới 0,5 °C; ASTM D3828 (IP 523) có thể thấp hơn tới 0,5 °C (báo cáo nghiên cứu đang chờ nộp tại ASTM và có tại Viện Năng lượng Hoa Kỳ với tên gọi ILS2019_MMS_1).

^H Dữ liệu hỗ trợ liên quan đến giới hạn khối lượng riêng tối đa được tồn chứa tại Trụ sở ASTM Quốc tế và có thể nhận được bằng cách yêu cầu Báo cáo RR:D02-1881. Liên hệ Trung tâm dịch vụ khách hàng tại www.astm.org/contact.

^I Tại nơi sản xuất.

^J Khi phân tích nhiên liệu tuốc bin hàng không hoặc các thành phần phối trộn tổng hợp bằng ASTM D3241 hoặc IP 323, người dùng không được báo cáo kết quả thu được khi sử dụng thiết bị 230 Mk IV có bộ lọc nhiên liệu không tiêu hao bên trong nằm ở thượng nguồn của bộ lọc sơ bộ 0,45 μm.

^K Tại nơi sản xuất. Nhiệt độ kiểm soát 325 °C được quy định để cung cấp kiểm tra xác nhận định kỳ về độ ổn định của quy trình và tính nhất quán về thành phần từ lô sản xuất này sang lô sản xuất khác.

^L Độ ổn định nhiệt ASTM D3241/IP 323 là một thử nghiệm nhiên liệu hàng không quan trọng, kết quả của thử nghiệm này được sử dụng để đánh giá tính phù hợp của nhiên liệu phản lực đối với việc tuân thủ các quy định về an toàn hoạt động hàng không. Tính toàn vẹn của thử nghiệm ASTM D3241/IP 323 yêu cầu các ống gia nhiệt (coupon thử nghiệm) phải đáp ứng các yêu cầu tại Bảng 2 của ASTM D3241 và cho ra kết quả tương đương với các yêu cầu của ASTM D3241 khi thử với các ống gia nhiệt do nhà sản xuất thiết bị gốc (OEM) cung cấp. Một giao thức thử nghiệm để chứng minh tính tương đương của các ống gia nhiệt từ các nhà cung cấp khác có trong hồ sơ tại Trụ sở chính của ASTM Quốc tế và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:002-1550. Các ống gia nhiệt và bộ lọc do OEM sản xuất (PAC, 8824 Fallbrook Drive, Houston, TX 77064) đã được sử dụng trong quá trình xây dựng ASTM D3241/IP 323. Ống gia nhiệt và bộ lọc, do Falex sản xuất (Falex Corporation, 1020 Airpark Dr., Sugar Grove, IL, 60554-9585) đã chứng minh được rằng mang lại kết quả tương đương (xem ASTM D3241 để biết thông tin tham khảo về báo cáo nghiên cứu).

^M Mức đóng cặn sẽ được đo bằng ASTM D3241 Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR, khi có sẵn thiết bị. Nếu thiết bị Phụ lục A2 ITR báo cáo "N/A" cho phép đo thể tích của ống, thì kết quả sẽ không đạt và giá trị được báo cáo là >85 nm. Đánh giá trực quan ống gia nhiệt theo phương pháp trong Phụ lục A1 của ASTM D3241 là không cần thiết khi các kết quả đo độ dày cặn theo phương pháp của Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR đã được báo cáo. Trong trường hợp có tranh chấp giữa kết quả từ các phương pháp trực quan và phương pháp đo lường, trọng tài sẽ xem xét phương pháp Phụ lục A3 ETR nếu có, nếu không thì Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A4 MWETR. Dữ liệu hỗ trợ việc đưa Phụ lục A4 MWETR vào đã được nộp tại Trụ sở chính của ASTM Quốc tế và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:D02-2072. Liên hệ với trung tâm dịch vụ khách hàng của ASTM theo địa chỉ www.astm.org/contact.

...

...

...

^O Mục tiêu cuối cùng của Ủy ban này là chuyển yêu cầu chiều cao ngọn lửa không khói theo lô này sang quản lý yêu cầu thay đổi khi có đủ kinh nghiệm sản xuất.

Bảng A.7.2 - Các yêu cầu chi tiết khác đối với SPK từ các hydrocacbon, este và axit béo chế biến hydro^A

Đặc tính

HC-HEFA-SPK

Phương pháp thử^B

Thành phần hydrocacbon

...

...

...

Max

50°

TCVN 12920 (ASTM D2425)

Chất thơm, % khối lượng

Max

0,5

TCVN 12920 (ASTM D2425), ASTM D8035

Parafin, % khối lượng

...

...

...

TCVN 12920 (ASTM D2425)

Cacbon và hydro, % khối lượng Thành phần không-hydrocacbon

Min

99,5

ASTM D5291

Nitơ, mg/kg

Max

2

ASTM D4629/IP 379

...

...

...

Max

75

TCVN 3182 (ASTM D6304) hoặc IP 438

Lưu huỳnh, mg/kg

Max

15

TCVN 7760 (ASTM D5453) hoặc TCVN 6701 (ASTM D2622)

Kim loại

...

...

...

(AI, Ca, Co, Cr, Cu, Fe, K, Li, Mg, Mn, Mo, Na, Ni, P, Pb, Pd, Pt, Sn, Sr, Ti, V, Zn), mg/kg

Max

0,1 mỗi kim loại

ASTM D7111 hoặc UOP 389

Halogen, mg/kg

Max

1

ASTM D7359

...

...

...

^B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong A.7.6.2. Các phương pháp thử trọng tài được in đậm, nếu áp dụng.

^C Thành phần cycloparafin lớn nhất dựa trên kinh nghiệm hiện tại với các thành phần phối trộn tổng hợp được chấp thuận và nằm trong phạm vi thông thường đối với nhiên liệu phản lực tinh chế.

A.8  Kerosin gốc parafin tổng hợp Ancol-to-Jet có chất thơm (ATJ-SKA)

A.8.1  Phạm vi áp dụng

A.8.1.1  Phụ lục này quy định yêu cầu kỹ thuật đối với kerosin gốc parafin tổng hợp Ancol-to-Jet có chất thơm (ATJ-SKA) là thành phần phối trộn tổng hợp cho nhiên liệu tuốc bin hàng không dùng cho tàu bay dân dụng và động cơ. Các quy định kỹ thuật trong phụ lục này có thể được sử dụng để giao dịch, trao đổi bằng hợp đồng các thành phần phối trộn tổng hợp.

A.8.1.2.  Các thành phần phối trộn tổng hợp được quy định trong phụ lục này không phù hợp để sử dụng cho động cơ tuốc bin hàng không trừ khi chúng được phối trộn với nhiên liệu thông thường hoặc các thành phần phối trộn thông thường theo các giới hạn được mô tả trong 6.1.8.

A.8.1.3  Các giá trị nêu theo đơn vị SI được coi là tiêu chuẩn.

A.8.2  Quy định chung

A.8.2.1  Tất cả các yêu cầu của nội dung chính của quy định kỹ thuật này đều được áp dụng ngoại trừ các nội dung được nêu chi tiết trong phụ lục này.

...

...

...

A.8.3.1  Định nghĩa các thuật ngữ cụ thể cho Phụ lục này:

A.8.3.1.1

Kerosin gốc parafin tổng hợp Ancol-to-Jet có chất thơm [alcohol-to-jet synthetic paraffinic kerosene with aromatics (ATJ-SKA)]

ATJ-SKA

Loại kerosin gốc parafin tổng hợp có chất thơm (SKA) được sản xuất bắt đầu từ ancol và bao gồm hai dòng sản phẩm của hai quá trình chế biến con với các bước cụ thể như sau: dòng sản phẩm không thơm bao gồm các quá trình tách nước, oligome hóa, hydro hóa và tách phân đoạn và dòng sản phẩm thơm bao gồm các quá trình tách nước, thơm hóa, hydro hóa và tách phân đoạn.

A.8.4  Vật liệu và sản xuất

A.8.4.1  Các thành phần phối trộn tổng hợp ATJ-SKA phải bao gồm kerosin gốc parafin tổng hợp được hydro hóa với chất thơm có nguồn gốc hoàn toàn từ bất kỳ loại ancol đơn lẻ nào từ C2 đến C5 hoặc từ sự kết hợp của hai hoặc nhiều loại ancol từ C2 đến C5 và bao gồm các dòng sản phẩm từ hai phân nhánh của quy trình chế biến thông qua các bước sau: Một dòng sản phẩm không thơm bao gồm quá trình tách nước, oligome hóa, hydro hóa và phân đoạn hóa, và một dòng sản phẩm thơm bao gồm quá trình tách nước, thơm hóa, hydro hóa và phân đoạn hóa.

A.8.5  Yêu cầu cụ thể về lô

A.8.5.1  Mỗi lô thành phần phối trộn tổng hợp phải tuân thủ các yêu cầu được quy định trong Bảng A.8.1.

...

...

...

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

A.8.5.2.1  Hàm lượng chất thơm: TCVN 7330 (ASTM D1319) hoặc IP 156 hoặc TCVN 12921 (ASTM D6379)/IP 436 hoặc ASTM D8267 hoặc ASTM D8305.

A.8.5.2.2  Khối lượng riêng: TCVN 6594 (ASTM D1298) hoặc IP 160 hoặc TCVN 8314 (ASTM D4052) hoặc IP 365.

A.8.5.2.3  Thành phần cất: TCVN 2698 (ASTM D86) hoặc IP 123 và TCVN 11585 (ASTM D2887) hoặc IP 406.

A.8.5.2.4  Điểm chớp cháy: TCVN 7485 (ASTM D56), TCVN 6608 (ASTM D3828), ASTM D7236, IP 170, IP 523 hoặc IP 534.

A.8.5.2.5  Điểm băng: TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435, ASTM D7153/IP 529, ASTM D7154 hoặc IP 528 hoặc TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16. Các phương pháp thử này đều có thể được sử dụng để chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực. Tuy nhiên, một nghiên cứu liên phòng (RR: D02-1572) đánh giá khả năng của các phương pháp đánh giá điểm băng trong việc phát hiện nhiên liệu phản lực bị nhiễm bẩn bởi nhiên liệu điêzen đã xác định rằng TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435 và ASTM D7153/IP 529 cung cấp khả năng phát hiện các thay đổi điểm băng do nhiễm bẩn nhất quán hơn đáng kể so với TCVN 7170 (ASTM D2386)/IP 16 và ASTM D7154 hoặc IP 528. Vì vậy, các phương pháp TCVN 14403 (ASTM D5972)/IP 435 hoặc ASTM D7153/IP 529, hoặc cả hai được khuyến nghị sử dụng để thực hiện chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực và điều đó là dựa trên cơ sở độ tái lập và khả năng phát hiện nhiễm bẩn chéo của các phương pháp đó báo cáo trong RR: D02-1572. cần điều tra làm rõ nguyên nhân dẫn đến kết quả đo điểm băng bằng các phương pháp tự động nằm ngoài giới hạn của quy định kỹ thuật. Nhưng các kết quả như vậy sẽ không loại trừ việc sử dụng nhiên liệu cho hàng không nếu kết quả đo điểm băng của nhiên liệu đó theo phương pháp trọng tài vẫn nằm trong giới hạn quy định kỹ thuật của tiêu chuẩn này.

A.8.5.2.6  Axit tổng: TCVN 7419 (ASTM D3242)/IP 354.

A.8.5.2.7  Độ ổn định nhiệt: ASTM D3241/IP 323.

A.8.6  Các yêu cầu chi tiết khác

...

...

...

A.8.6.2  Phương pháp thử

Các chỉ tiêu kỹ thuật được liệt kê trong phụ lục này được xác định theo các phương pháp thử sau.

A.8.6.2.1  Hàm lượng cycloparafin: TCVN 12920 (ASTM D2425).

A.8.6.2.2  Hàm lượng parafin: TCVN 12920 (ASTM D2425).

A.8.6.2.3  Hàm lượng cacbon và hydro: ASTM D5291.

A.8.6.2.4  Hàm lượng nitơ: ASTM D4629/IP 379.

A.8.6.2.5  Hàm lượng nước: TCVN 3182 (ASTM D6304) hoặc IP 438.

A.8.6.2.6  Hàm lượng lưu huỳnh: TCVN 7760 (ASTM D5453) hoặc TCVN 6701 (ASTM D2622). Có thể sử dụng một trong hai phương pháp thử này để chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu phản lực

A.8.6.2.7  Hàm lượng kim loại: ASTM D7111 hoặc UOP 389.

...

...

...

Bảng A.8.1 - Các yêu cầu chi tiết về lô đối với Ancol-to-Jet có chất thơm (ATJ-SKA)^A

Đặc tính

ATJ-SKA

Phương pháp thử^B

THÀNH PHẦN

Axit tổng, mg KOH/g

...

...

...

0,015

TCVN 7419 (ASTM D3242)/IP 354

Chất thơm: phải đáp ứng một trong các yêu cầu sau đây:

1. Chất thơm, % thể tích

8 đến 20

...

...

...

2. Chất thơm, % thể tích

8,4 đến 21,2

TCVN 12921 (ASTM D6379)/IP 436

ĐẶC TÍNH BAY HƠI

Thành phần cất phải đáp ứng cả hai yêu cầu dưới đây:

...

...

...

1. Chưng cất vật lý

TCVN 2698 (ASTM D86)^E

Nhiệt độ chưng cất, °C

Nhiệt độ thu hồi 10 % thể tích (T10)

...

...

...

205

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích (T90)

Báo cáo

...

...

...

Điểm sôi cuối, °C

Max

300

T50-T10, °C

Min^L^,^M

15

T90-T10, °C

...

...

...

40

Cặn chưng cất, %

Max

1,5

Hao hụt, %

Max

1,5

...

...

...

2. Chưng cất mô phỏng

TCVN 11585 (ASTM D2887) hoặc IP 406 ^F^,^G

Nhiệt độ chưng cất, °C

Nhiệt độ thu hồi 10 % thể tích (T10)

...

...

...

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 20 % thể tích (T20)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích (T50)

Báo cáo

...

...

...

Nhiệt độ thu hồi 80 % thể tích (T80)

Báo cáo

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích (T90)

Báo cáo

Điểm sôi cuối

...

...

...

Báo cáo

Điểm chớp cháy, °C

Min

38^G

TCVN 7485 (ASTM D56) hoặc TCVN 6608 (ASTM D3828)^H, ASTM D7236^H, IP 170^H IP 523^H hoặc IP 534^H

Điểm băng, °C

Max

-40

...

...

...

Độ nhớt tại -40 °C, mm^2/s^I

Max

12,0

TCVN 3171 (ASTM D445) hoặc IP 71, Điều 1^N hoặc ASTM D7945

Khối lượng riêng ở 15 °C, kg/m^3

775 đến 840

TCVN 6594 (ASTM D1298) hoặc IP 160 hoặc TCVN 8314 (ASTM D4052) hoặc IP 365

Độ ổn định nhiệt

...

...

...

ASTM D3241^I/IP 323^I

2,5 h tại nhiệt độ kiểm soát 325 °C°, min

Giảm áp suất màng lọc, mm Hg

Max

25

Đánh giá ống: Một trong các yêu cầu sau phải đáp ứng:^K

...

...

...

(1) Phụ lục A1 VTR, mã màu VTR

Nhỏ hơn 3 Cặn không có màu con công hoặc màu bất thường

(2) Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 Max ETR, hoặc Phụ lục A4 MWETR, trung bình trên diện tích 2,5 mm^2, nm

85

PHỤ GIA chống oxy hóa, mg/L^P

...

...

...

Min

17

Max

24

^A Đối với sự phù hợp của các kết quả thử nghiệm theo các yêu cầu của Bảng A.8.1, xem 7.4.

^B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong A.8.5.2. Các phương pháp thử trọng tài được in đậm, nếu áp dụng.

^C Khi phân tích nhiên liệu tuốc bin hàng không theo TCVN 7330 (ASTM D1319) hoặc IP 156, người sử dụng không cần phải báo cáo kết quả thu được khi sử dụng bất kỳ số lô nào sau đây của gel nhuộm chỉ thị huỳnh quang: 3000000975, 3000000976, 3000000977, 3000000978, 3000000979 và 3000000980.

^D Kết quả từ ASTM D8305 sẽ được hiệu chính độ chệch bằng cách sử dụng phương trình hiệu chính độ chệch cho tổng chất thơm trong Điều 13 (Độ chụm và Độ chệch) của ASTM D8305. Kết quả chất thơm đã hiệu chính độ chệch cũng sẽ được sử dụng trong TCVN 14400 (ASTM D3338).

...

...

...

^F Không chuyển các nhiệt độ được xác định theo TCVN 11585 (ASTM D2887) tương đương sang TCVN 2698 (ASTM D86). Sự tương quan được cung cấp trong Phụ lục D của TCVN 11585 (ASTM D2887) là không cần thiết phải hiệu chính đối với các thành phần phối trộn tổng hợp nhiên liệu phản lực.

^G Quy định về điểm chớp cháy tối thiểu cao hơn hoặc thấp hơn có thể được thỏa thuận giữa người mua và nhà cung cấp. Khi điểm chớp cháy đã thỏa thuận thấp hơn 38 °C thì sản phẩm sẽ không được gọi là SPK hoặc kerosin, nhưng có thể được sử dụng làm thành phần phối trộn Phụ lục A.1.

^H So với TCVN 7485 (ASTM D 56), kết quả thu được bằng TCVN 2693 (ASTM D93) có thể cao hơn tới 1,5 °C; IP 170, IP 534 và ASTM D7236 có thể cao hơn tới 0,5 °C; ASTM D3828 (IP 523) có thể thấp hơn tới 0,5 °C (báo cáo nghiên cứu đang chờ nộp tại ASTM và có tại Viện Năng lượng với tên gọi ILS2019_MMS_1).

^I 1 mm^2/s = 1 cSt.

^J Độ ổn định nhiệt ASTM D3241/IP 323 là một thử nghiệm nhiên liệu hàng không quan trọng, kết quả của thử nghiệm này được sử dụng để đánh giá tính phù hợp của nhiên liệu phản lực đối với việc tuân thủ các quy định về an toàn hoạt động hàng không. Tính toàn vẹn của thử nghiệm ASTM D3241/IP 323 yêu cầu các ống gia nhiệt (coupon thử nghiệm) phải đáp ứng các yêu cầu tại Bảng 2 của ASTM D3241 và cho ra kết quả tương đương với các yêu cầu của ASTM D3241 khi thử với các ống gia nhiệt do nhà sản xuất thiết bị gốc (OEM) cung cấp. Một giao thức thử nghiệm để chứng minh tính tương đương của các ống gia nhiệt từ các nhà cung cấp khác có trong hồ sơ tại Trụ sở chính của ASTM Quốc tế và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:002-1550. Các ống gia nhiệt và bộ lọc do OEM sản xuất (PAC, 8824 Fallbrook Drive, Houston, TX 77064) đã được sử dụng trong quá trình xây dựng ASTM D3241/IP 323. Ống gia nhiệt và bộ lọc, do Falex sản xuất (Falex Corporation, 1020 Airpark Dr., Sugar Grove, IL, 60554-9585) đã chứng minh được rằng mang lại kết quả tương đương (xem ASTM D3241 để biết thông tin tham khảo về báo cáo nghiên cứu).

^K Mức đóng cặn sẽ được đo bằng ASTM D3241 Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR, khi có sẵn thiết bị. Nếu thiết bị Phụ lục A2 ITR báo cáo "N/A" cho phép đo thể tích của ống, thì kết quả sẽ không đạt và giá trị được báo cáo là >85 nm. Đánh giá trực quan ống gia nhiệt theo phương pháp trong Phụ lục A1 của ASTM D3241 là không cần thiết khi các kết quả đo độ dày cặn theo phương pháp của Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A3 ETR hoặc Phụ lục A4 MWETR đã được báo cáo. Trong trường hợp có tranh chấp giữa kết quả từ các phương pháp trực quan và phương pháp đo lường, trọng tài sẽ xem xét phương pháp Phụ lục A3 ETR nếu có, nếu không thì Phụ lục A2 ITR hoặc Phụ lục A4 MWETR. Dữ liệu hỗ trợ việc đưa Phụ lục A4 MWETR vào đã được nộp tại Trụ sở chính của ASTM Quốc tế và có thể lấy được bằng cách yêu cầu Báo cáo nghiên cứu RR:D02-2072. Liên hệ với trung tâm dịch vụ khách hàng của ASTM theo địa chỉ www.astm.org/contact.

^L Tiêu chí về chất thơm tối thiểu và độ dốc chưng cất chỉ áp dụng cho nhiên liệu tuốc bin hàng không có chứa hydrocarbon tổng hợp được sản xuất theo tiêu chuẩn này và không áp dụng cho nhiên liệu tuốc bin hàng không thông thường được sản xuất theo ASTM D1655. Một số lô nhiên liệu tuốc bin hàng không được sản xuất theo ASTM D1655 có thể không đáp ứng tiêu chí về chất thơm tối thiểu và độ dốc chưng cất được quy định trong Bảng 1 của tiêu chuẩn này.

^M Các giới hạn độ dốc chưng cất này dựa trên kinh nghiệm hiện tại với các hỗn hợp đã được phê duyệt của các thành phần phối trộn tổng hợp với nhiên liệu có nguồn gốc từ dầu mỏ thông thường và các giá trị này được thiết lập từ những gì điển hình cho nhiên liệu phản lực lọc dầu. Nghiên cứu đang được tiến hành về các yêu cầu thực tế đối với độ dốc chưng cất.

^N TCVN 3171 (ASTM D445) hoặc IP 71, Điều 1 cho phép đo độ nhớt ở -40 °C, tuy nhiên các giá trị độ chụm được xác định xuống được đến -20 °C. Dữ liệu tương quan kết quả thử nghiệm ở -40 °C cho TCVN 3171 (ASTM D445) và các phương pháp thử nghiệm ASTM liên quan khác được cung cấp trong Báo cáo nghiên cứu RR: D02-1776, Đánh giá iso-Parafin tổng hợp được sản xuất từ Đường lên men thủy phân (Nhiên liệu SIP), do TOTAL New Energies, Amyris, Inc. và Phòng thí nghiệm nghiên cứu Không quân Hoa Kỳ (AFRL) chuẩn bị, Phiên bản cuối cùng, tháng 2/2014.

...

...

...

^P Chất chống oxy hóa phải được thêm vào sản phẩm và đảm bảo trộn đều trước khi thực hiện các hoạt động vận chuyển hoặc vận hành mà có khả năng làm sản phẩm tiếp xúc đáng kể với không khí. Việc pha trộn phụ gia chống oxy hóa được thực hiện càng sớm càng tốt ngay sau quá trình chế biến hydro hoặc phân đoạn hóa để ngăn ngừa quá trình peroxy hóa và hình thành keo sau khi sản xuất. Phun trên đường ống hoặc bộ trộn trong bồn chứa được coi là phương pháp chấp nhận được để đảm bảo trộn đều.

Bảng A.8.2 - Các yêu cầu chi tiết khác đối với Ancol-to-Jet (ATJ-SKA)^A

Đặc tính

ATJ-SKA

Phương pháp thử^B

Thành phần hydrocacbon

...

...

...

Max

40^C

TCVN 12920 (ASTM D2425)

Parafin, % khối lượng

Báo cáo

TCVN 12920 (ASTM D2425)

Cacbon và hydro, % khối lượng

Min

...

...

...

ASTM D5291

Thành phần không-hydrocacbon

Nitơ, mg/kg

Max

2

ASTM D4629/IP 379

...

...

...

Max

75

TCVN 3182 (ASTM D6304) hoặc IP 438

Lưu huỳnh, mg/kg

Max

15

TCVN 7760 (ASTM D5453) hoặc

Lưu huỳnh, mg/kg

Max

...

...

...

TCVN 6701 (ASTM D2622)

Kim loại

(AI, Ca, Co, Cr, Cu, Fe, K, Li, Mg, Mn, Mo, Na, Ni, p, Pb, Pd, Pt, Sn, Sr, Ti, V, Zn), mg/kg.

Max

0,1 mỗi kim loại

ASTM D7111 hoặc UOP 389

...

...

...

Max

1

ASTM D7359

^A Đối với sự phù hợp của các kết quả thử nghiệm theo các yêu cầu của Bảng A.8.2, xem 7.4.

^B Các phương pháp thử được nêu trong bảng này được đề cập trong A.8.5.2. Các phương pháp thử trọng tài được in đậm, nếu áp dụng.

^C Thành phần cycloparafin lớn nhất dựa trên kinh nghiệm hiện tại với các thành phần phối trộn tổng hợp được chấp thuận và nằm trong phạm vi thông thường đối với nhiên liệu phản lực tinh chế.

Phụ lục B

(Tham khảo)

...

...

...

B.1  Đặc tính của nhiên liệu tuốc bin hàng không

B.1.1  Giới thiệu

B.1.1.1  Phụ lục này mô tả các đặc trưng tính năng của nhiên liệu tuốc bin hàng không. Có thể tìm thấy thảo luận chi tiết hơn về các phương pháp thử riêng lẻ và ý nghĩa của chúng trong sổ tay ASTM số 1. (1) Thông tin bổ sung về nhiên liệu tuốc bin hàng không và các đặc tính của nó trong MNL 37 của ASTM (2) và Sổ tay về đặc tính nhiên liệu hàng không (3).

B.1.2  Ý nghĩa và cách sử dụng

B.1.2.1  Các yêu cầu sửa đổi ASTM D7566 để hỗ trợ các ứng dụng không nằm trong phạm vi đã nêu của tiêu chuẩn này, chẳng hạn như thiết kế động cơ tuốc bin khí duy nhất không được sử dụng trong các ứng dụng dân sự (ví dụ: tàu bay quân sự), động cơ điêzen (trong phương tiện đường bộ hoặc tàu bay) hoặc các thiết kế mới lạ của động cơ hoặc phương tiện vận tải khác thì sẽ được xem xét đến khi những thay đổi được đề xuất không xung đột hoặc gây thêm gánh nặng cho mục đích chính là hỗ trợ tàu bay và động cơ được sử dụng trong hàng không dân dụng. Ngược lại, các yêu cầu sửa đổi ASTM D7566 để hỗ trợ tốt hơn cho hàng không dân dụng thì không thể cho phép phụ thuộc vào các yêu cầu kỹ thuật của các phương tiện vận tải, động cơ hoặc tàu bay nằm ngoài phạm vi của tiêu chuẩn này.

B.1.2.2  Vận hành an toàn và tiết kiệm của tàu bay đòi hỏi nhiên liệu về cơ bản phải sạch, khô và không có bất kỳ nhiễm bẩn nào trước khi sử dụng. Có thể đo lường một số chỉ tiêu kỹ thuật của nhiên liệu phản lực liên quan đến chất lượng.

B.1.2.3  Ý nghĩa của các thử nghiệm tiêu chuẩn đối với các đặc tính nhiên liệu có thể được tổng hợp để thuận tiện sử dụng xét về góc độ các mối quan hệ kỹ thuật với các đặc trưng tính năng như thể hiện trong Bảng B.1.

B.1.2.4  Khả năng chấp nhận các chất phụ gia để sử dụng được xác định bởi chủ sở hữu chứng chỉ loại động cơ và tàu bay và phải được cơ quan cấp chứng nhận của người đó chấp thuận.

B.1.3  Độ ổn định nhiệt

...

...

...

B.1.3.2  Năm 1973, Phương pháp thử ASTM D3241/IP 323 đã thay thế ASTM D1660, được gọi là ASTM Coker, để xác định độ ổn định nhiệt oxy hóa. (Xem Báo cáo CRC 450 năm 1969 và được sửa đổi vào năm 1972. Xem thêm bài báo SAE 730385 của Bert và Painter (4)). Ngày nay, một lần chạy thử đạt/không đạt với nhiệt độ ống được kiểm soát ở 260 °C được sử dụng để đảm bảo tuân thủ các yêu cầu tối thiểu của tiêu chuẩn. Để có đặc tính hoàn chỉnh hơn về độ ổn định nhiệt của nhiên liệu, có thể phải thu được điểm gãy. Điểm gãy là nhiệt độ ống cao nhất mà nhiên liệu vẫn vượt qua các yêu cầu quy định kỹ thuật về màu cặn ống và chênh lệch áp suất. Thông thường, để thu được điểm gãy cần phải chạy thử hai lần trở lên ở các nhiệt độ ống khác nhau. Do đó, điểm gãy không được sử dụng để kiểm soát chất lượng mà chủ yếu phục vụ cho mục đích nghiên cứu.

B.1.3.3  Người ta xác định rằng cần có biên độ bổ sung cho các thành phần phối trộn SPK chế biến hydro được mô tả trong các Phụ lục từ A.1 đến A.8. Do đó, nhiệt độ kiểm soát là 325 °C được chỉ định cho các nhiên liệu thành phần trong A.1, A.2, A.4, A.5, A.6, A.7 và A.8 và nhiệt độ kiểm soát ở 355 °C cho nhiên liệu thành phần A.3 là để đảm bảo rằng các thành phần pha trộn này không có các chất phản ứng.

Bảng B.1 - Đặc trưng tính năng của nhiên liệu tuốc bin hàng không

Đặc trưng tính năng

Phương pháp thử

Điều

Cặn và cốc trong hệ thống nhiên liệu của động cơ

Độ ổn định nhiệt

B.1.3

...

...

...

Chiều cao ngọn lửa không khói

B.1.4.2.1

Chất thơm

B.1.4.2.2

Phần trăm naphtalen

B.1.4.2.3

Tầm bay của tàu bay và định lượng nhiên liệu

Khối lượng riêng

B.1.5.1

...

...

...

B.1.5.2

Nguyên tử hóa nhiên liệu

Thành phần cất

B.1.6.1

Độ nhớt

B.1.6.2

Đặc tính chảy ở nhiệt độ thấp

Điểm băng

B.1.7.1

...

...

...

Lưu huỳnh mercaptan

B.1.8.1

Lưu huỳnh

B.1.8.2

Ăn mòn mảnh đồng

B.1.8.3

Độ axit

B.1.8.4

Độ ổn định trong tồn chứa nhiên liệu

...

...

...

B.1.9.1

Quản lý kiểm soát nhiên liệu trong tồn chứa, vận chuyển và sử dụng

Điểm chớp cháy

B.1.11.1

Độ tĩnh điện

B.1.11.2

Đặc tính tách nước

B.1.13.2

Nước tự do và tạp chất dạng hạt

...

...

...

Quản lý kiểm soát nhiên liệu trong tồn chứa, vận chuyển và sử dụng

Tạp chất dạng hạt

B.1.12.4

Đánh giá màu màng lọc

B.1.12.4.1

Nước không hòa tan

B.1.12.2

Khả năng bôi trơn của nhiên liệu (độ bôi trơn)

Độ bôi trơn của nhiên liệu

...

...

...

Khác

Phụ gia

B.1.15.1

Bình chứa mẫu

B.1.15.3

B.1.4  Quá trình đốt cháy

B.1.4.1  Nhiên liệu phản lực được đốt liên tục trong buồng đốt bằng cách phun nhiên liệu lỏng vào dòng không khí nóng đang chảy nhanh. Nhiên liệu được hóa hơi và đốt cháy ở điều kiện gần với các điều kiện tỷ lượng trong vùng chính. Các khí nóng sinh ra liên tục được pha loãng với không khí dư để hạ nhiệt độ xuống mức vận hành an toàn cho tuốc bin. Các đặc tính cháy của nhiên liệu liên quan đến sự hình thành muội than được nhấn mạnh bằng các phương pháp thử của quy định kỹ thuật hiện tại. Các đặc tính cháy khác của nhiên liệu không được đề cập trong các quy định kỹ thuật hiện tại là hiệu suất cháy và hiện tượng tắt lửa.

B.1.4.2  Nhìn chung, các hydrocacbon parafin mang lại các đặc tính sạch khi đốt cháy kỳ vọng nhất cho nhiên liệu phản lực. Cycloparafin là các hydrocacbon kỳ vọng thứ hai cho mục đích sử dụng này. Mặc dù olefin thường có đặc tính cháy tốt, nhưng độ ổn định chống tạo nhựa kém của chúng thường giới hạn việc sử dụng chúng trong nhiên liệu tuốc bin máy bay ở mức khoảng 1 % hoặc ít hơn. Các hợp chất thơm thường có đặc tính cháy kém mong muốn nhất đối với nhiên liệu tuốc bin máy bay. Trong tuốc bin máy bay, chúng có xu hướng cháy với ngọn lửa khói và giải phóng một phần năng lượng hóa học của chúng dưới dạng bức xạ nhiệt không mong muốn lớn hơn so với các hydrocacbon khác. Naphthalen hoặc hợp chất thơm hai vòng tạo ra nhiều muội than, khói và bức xạ nhiệt hơn hợp chất thơm một vòng và do đó, là loại hydrocarbon kém mong muốn nhất để sử dụng làm nhiên liệu phản lực cho tàu bay. Tất cả các phép đo sau đây đều bị ảnh hưởng bởi thành phần hydrocacbon của nhiên liệu và do đó chúng đi đối với chất lượng cháy của nhiên liệu: chiều cao ngọn lửa không khói, phần trăm naphthalen và phần trăm hợp chất thơm.

B.1.4.2.1  Chiều cao ngọn lửa không khói - Phương pháp này cung cấp chỉ báo về các đặc tính tạo khói tương đối của nhiên liệu phản lực và liên quan đến thành phần loại hydrocarbon của các loại nhiên liệu đó. Nhìn chung, nhiên liệu phản lực càng nhiều chất thơm thì ngọn lửa càng nhiều khói. Chiều cao ngọn lửa không khói cao biểu thị nhiên liệu có xu hướng tạo khói thấp.

...

...

...

B.1.4.2.3  Phần trăm naphtalen - Phương pháp này bao gồm phép đo tổng nồng độ naphtalen, acenaphten và các dẫn xuất alkyl hóa của các hydrocacbon này trong các nhiên liệu phản lực có chứa không quá 5 % các hợp chất như vậy và có điểm sôi dưới 316 °C (600 °F).

B.1.5  Đo nhiên liệu và tầm bay của tàu bay

B.1.5.1  Khối lượng riêng - Khối lượng riêng là một đặc tính của chất lỏng và có ý nghĩa quan trọng trong việc đo lưu lượng và trong các mối quan hệ khối lượng-thể tích đối với hầu hết các giao dịch thương mại. Khối lượng riêng đặc biệt hữu ích trong các đánh giá thực nghiệm về nhiệt trị khi được sử dụng với các thông số khác, chẳng hạn như điểm anilin hoặc thành phần chưng cất. Khối lượng riêng thấp biểu thị nhiệt trị thấp trên một đơn vị thể tích và sẽ biểu thị phạm vi bay giảm đối với một thể tích nhiên liệu nhất định.

B.1.5.2  Nhiệt trị cháy thực - Thiết kế tàu bay và động cơ dựa trên khả năng chuyển đổi nhiệt thành năng lượng cơ học. Nhiệt trị cháy thực cung cấp thông tin về lượng năng lượng có thể thu được từ một loại nhiên liệu nhất định để thực hiện công việc hữu ích; trong trường hợp này là công suất. Thiết kế và vận hành tàu bay phụ thuộc vào lượng năng lượng tối thiểu được xác định trước dưới dạng nhiệt. Do đó, việc giảm năng lượng nhiệt xuống dưới mức tối thiểu này sẽ đi kèm với việc tăng mức tiêu thụ nhiên liệu, tương ứng với việc giảm tầm bay của tàu bay. Do đó, yêu cầu nhiệt trị cháy thực tối thiểu được đưa vào tiêu chuẩn này. Việc xác định nhiệt trị cháy thực tốn nhiều thời gian và khó thực hiện chính xác. Điều này dẫn đến việc phát triển và sử dụng mối quan hệ giữa điểm anilin và khối lượng riêng để ước tính nhiệt cháy của nhiên liệu. Mối quan hệ này được sử dụng cùng với hàm lượng lưu huỳnh của nhiên liệu để có được nhiệt trị cháy thực theo ASTM D4529 cho mục đích của tiêu chuẩn này. Một cách tính nhiệt trị thực khác dung để thay thế là ASTM D3338, dựa trên mối tương quan giữa hàm lượng chất thơm, khối lượng riêng, đặc tính bay hơi và hàm lượng lưu huỳnh. Phương pháp này có thể được ưa chuộng tại các nhà máy lọc dầu, nơi mà tất cả các giá trị này thường được thu thập và không cần phải thu thập điểm anilin. Phương pháp đo trực tiếp, ASTM D4809 hoặc IP 12, thường chỉ được sử dụng như một phương pháp trọng tài trong trường hợp có tranh chấp.

B.1.6  Nguyên tử hóa nhiên liệu

B.1.6.1  Thành phần cất - Độ bay hơi và độ dễ bay hơi của nhiên liệu ở các nhiệt độ khác nhau được xác định bằng phương pháp chưng cất. Nhiệt độ chưng cất 10% được giới hạn để đảm bảo việc khởi động dễ dàng. Giới hạn điểm sôi cuối cùng dùng để loại trừ các phần nặng hơn khó bay hơi.

B.1.6.1.1  TCVN 2698 (ASTM D86)/IP 123 là phương pháp trọng tài để xác định các đặc tính chưng cất; TCVN 11585 (ASTM D2887)/IP 406, ASTM D7344 và ASTM D7345 được chấp thuận là các phương pháp thay thế. Kết quả từ ASTM D7345 sẽ được hiệu chính độ chệch bằng cách áp dụng các hiệu chính GRP4 trong phần độ chụm và độ chệch ASTM D7345. TCVN 2698 (ASTM D86)/ IP 123 và TCVN 11585 (ASTM D2887)/lP 406 không đưa ra cùng một kết quả số. TCVN 11585 (ASTM D2887)/IP 406 luôn bắt đầu ở nhiệt độ thấp hơn và kết thúc ở nhiệt độ cao hơn so với TCVN 2698 (ASTM D86)/IP 123 vì TCVN 11585 (ASTM D2887)/IP 406 cung cấp phân phối điểm sôi thực (tương đương với D2892) trái ngược với TCVN 2698 (ASTM D86)/IP 123 là các phương pháp chưng cất hiệu suất thấp. Để tránh nhầm lẫn, kết quả của TCVN 11585 (ASTM 2887)/IP 406 phải được báo cáo là kết quả quy đổi sang TCVN 2698 (AST D 86) hoặc IP 123 bằng cách áp dụng tương quan trong Phụ lục E của TCVN 11585 (ASTM 2887) hoặc Phụ lục G của IP 406. Cần thận trọng khi sử dụng các đặc tính chưng cất để tính ra các đặc tính nhiên liệu khác. Không nên sử dụng phương trình tương quan đưa ra tính toán định lượng về đặc tính nhiên liệu dựa trên dữ liệu của TCVN 2698 (ASTM D86)/IP 123 với kết quả của TCVN 11585 (ASTM D2887)/IP 406 chưa chuyển đổi mà không có xác nhận. Hơn nữa, kết quả của TCVN 11585 (ASTM D2887)/IP 406 được chuyển đổi thành dạng tương thích với TCVN 2698 (ASTM D86)/IP 123 có thể không phù hợp với một số mối tương quan về tính chất do tích tụ lỗi từ mỗi bước tương quan.

B.1.6.2  Độ nhớt - Độ nhớt của nhiên liệu có liên quan chặt chẽ đến khả năng bơm trong phạm vi nhiệt độ và độ đồng nhất của các kiểu phun của vòi phun. Khả năng bôi trơn máy bơm của nhiên liệu cũng có thể liên quan đến độ nhớt.

B.1.6.2.1  Một số nhà sản xuất động cơ và bộ phận nguồn phụ (APU) chỉ định độ nhớt tối đa là 12,0 mm^2/s để đảm bảo hoạt động ở nhiệt độ thấp đạt yêu cầu. Độ nhớt của nhiên liệu tuốc bin hàng không có thể vượt quá 12,0 mm^2/s khi nhiệt độ nhiên liệu tiếp cận điểm băng tối đa theo quy định kỹ thuật khi độ nhớt ở -20 °C vượt quá 5,5 mm^2/s đối với Jet A (điểm băng -40 °C) hoặc 4,5 mm^2/s đối với Jet A-1 (điểm băng -47 °C). Hầu hết các nhiên liệu phản lực có bán trên thị trường đều có độ nhớt ở -20 °C thấp hơn các giá trị này.

...

...

...

B.1.7  Đặc tính chảy ở nhiệt độ thấp

B.1.7.1  Điểm băng - Điểm băng đặc biệt quan trọng và phải đủ thấp để ngăn chặn sự can thiệp vào dòng nhiên liệu chảy qua lưới lọc tới động cơ tại các nhiệt độ chiếm ưu thế ở độ cao lớn.

Nhiệt độ nhiên liệu trong bình chứa của tàu bay giảm khi nhiệt độ bên ngoài giảm. Nhiệt độ tối thiểu trải qua trong một chuyến bay chủ yếu phụ thuộc vào nhiệt độ không khí bên ngoài, thời gian bay và tốc độ bay. Ví dụ, các chuyến bay dài ngày sẽ cần nhiên liệu có điểm băng thấp hơn so với các chuyến bay ngắn ngày.

B. 1.7.1.1  Phương pháp điểm băng thủ công, ASTM D2386/IP 16, có lịch sử lâu dài trong việc cung cấp kết quả đủ để hỗ trợ các hoạt động hàng không an toàn, do đó, nó được chỉ định là phương pháp trọng tài. Như thể hiện trong các kết quả trong RR:D02-1572, các phương pháp tự động thường cung cấp độ chính xác cao hơn trong việc xác định điểm đóng băng và độ nhạy cao hơn đối với ô nhiễm chéo sản phẩm so với phương pháp thủ công, do đó, việc sử dụng chúng được khuyến nghị trong việc chứng nhận và chứng nhận lại nhiên liệu máy bay phản lực. Tuy nhiên, kinh nghiệm gần đây cho thấy rằng các phương pháp tự động đôi khi cung cấp điểm băng không đáng tin cậy hoặc điểm băng ấm hơn đáng kể so với phương pháp thủ công. Trong những trường hợp như vậy, nếu không có ô nhiễm sản phẩm chéo, nhiên liệu có thể được chứng nhận/ chứng nhận lại bằng phương pháp thủ công.

B.1.7.1.2  Do những ưu điểm của phương pháp điểm băng tự động, nhiều phòng thí nghiệm không còn áp dụng phương pháp điểm băng thủ công thường xuyên nữa. Khi yêu cầu đo điểm băng thủ công, người yêu cầu nên đảm bảo rằng phương pháp được tiến hành đúng cách.

CHÚ THÍCH B.1: Việc không có nhiễm bẩn chéo giữa các sản phẩm nhằm đặt ra kỳ vọng rằng khả năng và hậu quả của sự nhiễm bẩn chéo các sản phẩm phải được xem xét trước khi xuất nhiên liệu. Do đó, quyết định này không nên chỉ dựa vào kết quả điểm băng thủ công.

B.1.8  Tính tương thích với vật liệu đàn hồi và kim loại trong hệ thống nhiên liệu và tuốc bin

B.1.8.1  Lưu huỳnh mercaptan - Mercaptan được biết là phản ứng với một số vật liệu đàn hồi. Một giới hạn về hàm lượng mercaptan được chỉ định để ngăn ngừa các phản ứng như vậy và giảm thiểu mùi mercaptan khó chịu.

B.1.8.2  Lưu huỳnh - Việc kiểm soát hàm lượng lưu huỳnh rất quan trọng đối với nhiên liệu phản lực vì các lưu huỳnh oxit hình thành trong quá trình đốt cháy có thể ăn mòn các bộ phận kim loại của tuốc bin.

...

...

...

B.1.8.4  Axit tổng - Một số sản phẩm dầu mỏ được xử lý bằng axit vô cơ hoặc xút hoặc cả hai như một phần của quy trình tinh chế. Bất kỳ axit vô cơ hoặc xút nào còn sót lại đều không mong muốn. Có lẽ là không có tạp chất nào trong số đó hiện diện. Tuy nhiên, việc xác định độ axit sẽ xác nhận điều đó khi tiến hành kiểm tra nhiên liệu mới hoặc nhiên liệu chưa sử dụng. Xác định độ axit cũng đo được các axit hữu cơ nếu có.

B.1.8.5  Chất thơm - Nghiên cứu ủng hộ nhiên liệu có chứa hydrocarbon tổng hợp gần đây đã chỉ ra rằng việc đưa ra một mức tối thiểu các chất thơm trong nhiên liệu là cần thiết để đảm bảo ngăn ngừa tình trạng co ngót của các miếng đệm đàn hồi đã cũ và rò rỉ nhiên liệu liên quan.

B.1.9  Độ ổn định khi tồn chứa nhiên liệu

B.1.9.1  Hàm lượng nhựa thực tế - Nhựa là chất cặn không bay hơi cồn sót lại sau quá trình bay hơi nhiên liệu. Hơi nước hoặc không khí được sử dụng như một tác nhân bay hơi cho nhiên liệu sử dụng trong tàu bay được trang bị động cơ tuốc bin. Lượng nhựa có mặt chỉ là dấu hiệu cho biết tình trạng của nhiên liệu tại thời điểm thử nghiệm. Lượng nhựa lớn chỉ ra nhiên liệu đã bị nhiễm các dầu sôi ở nhiệt độ cao hơn hoặc bị nhiễm các vật chất dạng hạt và thường cho thấy tình trạng yếu kém của các biện pháp xử lý, bảo quản và vận chuyển nhiên liệu.

B.1.9.2  Tiêu chuẩn chất lượng cho một thử nghiệm độ ổn định tăng tốc tiết kiện thời gian giúp đảm bảo được việc tồn chứa thỏa đáng nhiên liệu phản lực dài hạn tại thời điểm sản xuất vẫn chưa được thiết lập. Tuy nhiên, độ ổn định tồn chứa của nhiên liệu có thể được đánh giá như một phần của các yêu cầu đối với nhiên liệu về tính phù hợp với mục đích sử dụng và áp dụng với các hoạt động quản lý thay đổi bằng TCVN 8316 (ASTM D4625). Một ví dụ làm nổi bật sự suy giảm của phương pháp ASTM D3241 được mô tả trong Tài liệu tham khảo (5).

B.1.10  Độ bôi trơn của nhiên liệu

B.1.10.1  Các bộ phận của hệ thống nhiên liệu tàu bay/động cơ và các thiết bị kiểm soát nhiên liệu đều dùng nhiên liệu để bôi trơn các cơ cấu trượt của chúng. Hiệu quả của nhiên liệu phản lực làm chất bôi trơn trong các thiết bị như vậy được gọi là tính bôi trơn của nó. Các khác biệt về thiết kế và vật liệu của hệ thống nhiên liệu làm cho mức độ nhạy cảm của các thiết bị đó đối với tính bôi trơn của nhiên liệu cũng khác nhau. Tương tự như vậy, nhiên liệu phản lực có mức độ bôi trơn khác nhau. Các vấn đề trong quá trình sử dụng có mức độ nghiêm trọng trải khắp từ việc giảm lưu lượng bơm đến hỏng hóc cơ học bất ngờ dẫn đến động cơ ngừng hoạt động trong khi bay.

B.1.10.2  Các tính chất hóa học và vật lý của nhiên liệu phản lực khiến nó trở thành vật liệu bôi trơn tương đối kém trong các điều kiện nhiệt độ cao và tải trọng cao. Quá trình chế biến hydro khắc nghiệt loại bỏ các thành phần vết dẫn đến nhiên liệu có xu hướng có độ bôi trơn thấp hơn so với nhiên liệu dầu mỏ chưng cất trực tiếp hoặc nhiên liệu dầu mỏ được xử lý ướt. Các chất phụ gia chống mài mòn/cải thiện độ bôi trơn (xem Bảng 2) thường được sử dụng để cải thiện độ bôi trơn của nhiên liệu quân sự và có thể được sử dụng trong nhiên liệu dân dụng. Các chất phụ gia này có hiệu quả khác nhau và có thể bị thiếu hụt dần do hấp phụ trên bề mặt bồn chứa và đường ống, do đó, tỷ lệ xử lý phải được thiết lập cẩn thận. Do bản chất phân cực của chúng, các chất phụ gia này có thể có tác động xấu đến hệ thống lọc nhiên liệu và đặc tính tách nước của nhiên liệu. Vì lý do này, tốt nhất là không nên nạp phụ gia này nhiều hơn mức cần thiết. Khi tính năng bôi trơn thích hợp của nhiên liệu phản lực đạt được chỉ bằng cách sử dụng phụ gia (không qua thử nghiệm BOCLE hoặc không phôi trộn với với nhiên liệu có độ bôi trơn cao hơn), nồng độ phụ gia phải được sử dụng ở mức không thấp hơn Nồng độ hiệu quả tối thiểu (MEC) từ Danh sách sản phẩm đủ điều kiện của quân đội (QPL-25017). Các mức phụ gia chống ăn mòn/cải thiện tính bôi trơn (CI/LI) này là như sau:

Phụ gia CI/LI

...

...

...

MEC

Octel DCI-4A

9 g/m^3

Nalco 5403

12 g/m^3

B. 1.10.3  Hầu hết các bộ phận của hệ thống nhiên liệu máy bay hiện đại đều được thiết kế để hoạt động trên nhiên liệu có độ bôi trơn thấp [khi thử theo TCVN 14401 (ASTM D5001) (BOCLE) đường kính vết mòn lên đến 0,85 mm). Các tàu bay khác có thể có các thành phần hệ thống nhiên liệu nhạy cảm hơn với độ bôi trơn của nhiên liệu. Vì nhiên liệu có độ bôi trơn thấp được trộn lẫn với nhiên liệu có độ bôi trơn cao trong hầu hết các hệ thống phân phối, nên nhiên liệu thu được không còn độ bôi trơn thấp nữa. Tuy nhiên, đã có vấn đề xảy ra khi nhiên liệu loại chế biến bằng quá trình hydro khắc nghiệt từ một nguồn đơn lẻ lại là nguồn cung cấp chính cho các tàu bay nhạy cảm. Khi có lo ngại về độ bôi trơn của nhiên liệu, nhà sản xuất khung tàu bay có thể tư vấn các biện pháp phòng ngừa, chẳng hạn như sử dụng phụ gia bôi trơn đã được phê duyệt để tăng độ bôi trơn của nhiên liệu.

B.1.10.4  TCVN 15501 (ASTM D5001) (BOCLE) là một thử nghiệm để đánh giá độ bôi trơn của nhiên liệu trong đó nhiên liệu có độ bôi trơn thấp hơn tạo ra đường kính vết mòn BOCLE lớn hơn. BOCLE được sử dụng để khắc phục sự cố trong quá trình sử dụng, đánh giá phụ gia bôi trơn và để giám sát chất lỏng thử nghiệm có tính bôi trơn thấp trong quá trình thử độ bền của thiết bị. Tuy nhiên, vì BOCLE có thể không mô hình hóa chính xác tất cả các loại hao mòn gây ra sự cố trong quá trình sử dụng, nên có thể phát triển các phương pháp khác để mô phỏng tốt hơn loại hao mòn thường gặp nhất trong lĩnh vực này.

...

...

...

B.1.10.6  Yêu cầu về độ bôi trơn được chỉ định cho nhiên liệu tuốc bin hàng không có chứa hydrocacbon tổng hợp vì người ta nhận thấy rằng các loại nhiên liệu này thường là hydrocacbon tương đối tinh khiết không có axit phân cực làm tăng độ bôi trơn.

B.1.11  Quản lý kiểm soát nhiên liệu trong tồn chứa, vận chuyển và sử dụng

B.1.11.1  Điểm chớp cháy - Điểm chớp cháy là chỉ báo về nhiệt độ tối đa để xử lý và tồn chứa nhiên liệu mà không gây ra nguy cơ hỏa hoạn nghiêm trọng. Các biện pháp phòng ngừa khi vận chuyển, tồn chứa, quản lý và kiểm soát được quy định bởi luật định và các yêu cầu bảo hiểm là một chức năng của điểm chớp cháy đối với nhiên liệu cụ thể đang được sử dụng.

B.1.11.2  Tĩnh điện - Việc tạo ra và tiêu tán tĩnh điện có thể gây ra vấn đề trong quá trình bảo quản, tồn chứa và sử dụng nhiên liệu hàng không. Có thể thêm phụ gia dẫn điện để phân tán điện tích nhanh hơn. Điều này hiệu quả nhất khi độ dẫn điện của nhiên liệu nằm trong khoảng từ 50 pS/m đến 600 pS/m. Các nghiên cứu đã chỉ ra rằng khi nhiên liệu được xử lý bằng phụ gia dẫn điện được trộn lẫn với nhiên liệu không chứa phụ gia này thì tạo ra nhiên liệu có độ dẫn điện thấp và hỗn hợp nhiên liệu đó không biểu hiện diễn biến tĩnh điện bất thường. Để biết thêm thông tin về chủ đề này, xem hướng dẫn ASTM D4865.

B.1.12  Độ sạch và ô nhiễm của nhiên liệu

B.1.12.1  Giới thiệu

B.1.12.1.1  Không giống như hầu hết các đặc tính nhiên liệu khác, độ sạch của nhiên liệu là đặc tính động liên tục thay đổi trong quá trình vận chuyển và phân phối. Nhiên liệu phản lực phải được duy trì ở điều kiện sạch nhất có thể cho đến kho sân bay và khi tồn chứa tại đó để đảm bảo rằng các hỏng hóc có thể xảy ra của từng bộ phận lọc sẽ không dẫn đến tình trạng không an toàn. Kiểm soát tại sân bay về độ sạch của nhiên liệu phải đảm bảo rằng chỉ nhiên liệu tương đối không có nước tự do và các hạt rắn mới được đưa vào tàu bay.

B.1.12.1.2  Độ sạch của nhiên liệu tuốc bin hàng không là yêu cầu tính năng thiết yếu. Độ sạch đòi hỏi phải không có nước tự do và các hạt rắn. Nhiễm bẩn nước hoặc bụi bẩn, hoặc cả hai, trong nhiên liệu trên tàu bay gây ra mối đe dọa đối với an toàn bay và có thể gây ra các vấn đề lâu dài ở những khu vực, chằng hạn như gây ra mài mòn, ăn mòn và tắc nghẽn bộ lọc và các bộ phận có dung sai hẹp khác.

B.1.12.1.3  Độ sạch của nhiên liệu tuốc bin hàng không được bảo vệ một phần bằng cách cho phép bụi bẩn và nước lắng xuống trong quá trình phân phối nhiên liệu và bằng cách sử dụng thường xuyên phương pháp lọc hiệu quả giúp loại bỏ cả bụi bẩn và nước. Nhìn chung, hệ thống xử lý nhiên liệu thực hiện lọc nhiên liệu nhiều lần giữa hai khâu sản xuất và sử dụng với quá trình lọc cuối cùng diễn ra khi nhiên liệu được nạp lên tàu bay.

...

...

...

B.1.12.3  Nước tự do và tạp chất dạng hạt trong nhiên liệu chưng cất (Quy trình Đạt/Không đạt trong và sáng) - Các quy trình trong ASTM D4176 cung cấp các phương pháp nhanh nhưng không định lượng để phát hiện ô nhiễm trong nhiên liệu chưng cất.

B.1.12.3.1  Vẩn đục trong nhiên liệu chưng cất - Mặc dù nhiên liệu cần phải "trong và sáng", nhưng sự dư thừa nước tự do hoặc nước lơ lửng và các hạt mịn có thể ảnh hưởng đến độ trong của nhiên liệu, làm gián đoạn khả năng truyền ánh sáng được gọi là đục. Khi các biện pháp khắc phục như được mô tả trong B.1.12.1.3 được áp dụng, đây thường là tình trạng tạm thời và sẽ tự biến mất theo thời gian. Là phần bổ sung không bắt buộc cho ASTM D4176, dữ liệu thu thập được bằng cách sử dụng ASTM D8148 có thể hữu ích. Phương pháp này cung cấp một phép đo định lượng về nước không hòa tan phân tán hoặc vật chất lơ lửng trong nhiên liệu chưng cất được gọi là Chỉ số độ trong mờ (HCI). Do đó, dữ liệu HCI có thể được sử dụng để hỗ trợ việc ghi nhận trực quan mức độ trong của nhiên liệu theo ASTM D4176 mà không cần thay thế nó, đồng thời giúp giám sát nhiên liệu trong điều kiện tồn chứa.

B.1.12.3.2  Các phương pháp sau đây cho phép xác định định lượng.

B.1.12.4  Tạp chất dạng hạt - Sự hiện diện của các chất gây ô nhiễm dạng hạt rắn ngẫu nhiên như bụi bẩn và gỉ sét có thể được phát hiện bằng cách lọc nhiên liệu phản lực qua bộ lọc màng trong các điều kiện quy định. ASTM D2276/IP 216 và TCVN 14402 (ASTM D5452)/IP 423 mô tả một kỹ thuật phù hợp.

B.1.12.4.1  Đánh giá màu màng lọc - Lọc nhiên liệu qua màng và đánh giá màu của cặn so với thang màu chuẩn cung cấp đánh giá định tính về mức độ ô nhiễm dạng hạt trong nhiên liệu hoặc về những thay đổi về mức độ ô nhiễm nhiên liệu tại một vị trí cụ thể. Đánh giá màu màng lọc cho nhiên liệu theo phụ lục X1 của ASTM D2276 hoặc Phụ lục B của IP 216 mô tả một kỹ thuật phù hợp.

B.1.12.5  Nhiễm vi sinh vật - Nhiễm vi sinh vật không được kiểm soát trong hệ thống nhiên liệu có thể gây ra hoặc góp phần gây ra nhiều vấn đề bao gồm ăn mòn, mùi, tắc bộ lọc, giảm độ ổn định và làm suy giảm đặc tính tách nhiên liệu/nước. Các vấn đề đó ngoài gây ra hư hỏng thành phần hệ thống còn có thể làm cho nhiên liệu không đạt quy định kỹ thuật. Các vi sinh vật (tức là vi khuẩn, nấm men và nấm mốc) đã phát triển trong hệ thống nhiên liệu có thể gây ra một loạt các thách thức riêng biệt về vận hành và bảo trì cho nhà sản xuất, nhà phân phối hoặc người dùng nhiên liệu. Không giống như vật chất vô tri như bụi bẩn, rỉ sét hoặc hóa chất, vi sinh vật là những sinh vật sống có mặt ở khắp mọi nơi trong môi trường, có thể sinh sản từ một tế bào thành một số lượng lớn (>10^9) tế bào, được vận chuyển trong quá trình di chuyển nhiên liệu, chúng chỉ cần một lượng nhỏ nước để duy trì khả năng sống và sử dụng nhiên liệu hàng không làm nguồn thức ăn. Bằng chứng thô sơ về sự hiện diện của ô nhiễm vi khuẩn có thể bao gồm cả vật chất lơ lửng trong nhiên liệu hoặc tại bề mặt phân cách giữa nước và nhiên liệu hoặc mùi "trứng thối", do sự hiện diện của hydro sulfua, một chất chuyển hóa điển hình của vi khuẩn khử sulfat. Có một số kỹ thuật bán định lượng và định lượng có sẵn khi quan sát thô sơ không có kết luận để loại trừ sự hiện diện của vi sinh vật. Các kỹ thuật này bao gồm môi trường dinh dưỡng/phát triển, phát quang sinh học và xét nghiệm miễn dịch. Do sự phát triển không kiểm soát của vi khuẩn, các thành phần cấu trúc tạo nên mạng lưới phân phối và tồn chứa nhiên liệu hàng không như đường ống sản phẩm, tàu chở dầu, bồn chứa và hệ thống vòi tiếp nhiên liệu sân bay có thể bị ăn mòn nhanh hơn, do đó làm giảm tính toàn vẹn và hoạt động của mạng lưới nhiên liệu cũng như hoạt động như một đường dẫn đưa vi sinh vật vào hệ thống nhiên liệu máy bay. Khi vi sinh vật có mặt trong hệ thống nhiên liệu máy bay, nhiều vấn đề về vận hành và bảo dưỡng có thể xảy ra, ảnh hưởng đến hoạt động an toàn và kinh tế của tàu bay. Ví dụ, ô nhiễm vi khuẩn không kiểm soát có thể dẫn đến ăn mòn các cấu trúc kim loại như thùng cánh; làm suy giảm lớp phủ bảo vệ, hợp kim và lớp cách điện; các chỉ số không ổn định trong Hệ thống chỉ báo lượng nhiên liệu (FQIS); chặn các hệ thống quét; và chặn các bộ lọc nhiên liệu động cơ. Hai chất phụ gia diệt khuẩn thường được chấp thuận sử dụng bởi các nhà sản xuất khung tàu bay và động cơ là Biobor JF và KATHON FP1.5. Các chất phụ gia diệt khuẩn này chỉ có thể được sử dụng trong nhiên liệu hàng không theo các quy định của địa phương, hướng dẫn về động cơ tàu bay và hướng dẫn của nhà sản xuất khung tàu bay. Người dùng cuối cùng sẽ được thông báo và đồng ý với sự hiện diện của chất phụ gia diệt khuẩn trong nguồn cung cấp nhiên liệu phản lực của họ. Tham khảo sổ tay bảo dưỡng tàu bay (AMM) thích hợp để biết hướng dẫn.

B.1.12.5.1  Hướng dẫn ASTM D6469 cung cấp cho những cá nhân có kiến thức hạn chế về vi sinh vật học hiểu biết về sự xuất hiện, triệu chứng và hậu quả của tình trạng ô nhiễm vi khuẩn mãn tính. Hướng dẫn này cũng gợi ý các biện pháp phát hiện và khắc phục tình trạng ô nhiễm vi khuẩn trong nhiên liệu và hệ thống nhiên liệu. Tài liệu hướng dẫn của IATA về ô nhiễm vi khuẩn trong thùng nhiên liệu máy bay cũng cung cấp hướng dẫn để xác định nguồn tiềm ẩn, phát hiện và khắc phục tình trạng ô nhiễm vi khuẩn tiềm ẩn.

B.1.13  Chất hoạt động bề mặt

B.1.13.1  Một yếu tố quan trọng trong việc ngăn ngừa ô nhiễm là giảm thiểu hoặc loại bỏ các chất hoạt động bề mặt là các chất có thể làm giảm khả năng loại bỏ bụi bẩn và nước của hệ thống xử lý nhiên liệu. Ví dụ, chất hoạt động bề mặt có thể làm giảm kích thước hạt của chất rắn lơ lửng và các giọt nước, làm chậm quá trình loại bỏ bằng cách lắng đọng.

...

...

...

B.1.13.2  Đặc tính tách nước - Tính dễ kết tụ của nước từ nhiên liệu khi bị tác động bởi chất hoạt động bề mặt được đánh giá theo TCVN 7272 (ASTM D3948) và được thiết kế để sử dụng làm phương pháp thực địa hoặc trong phòng thí nghiệm, xếp hạng cao cho thấy nhiên liệu không có chất hoạt động bề mặt; xếp hạng thấp cho thấy có chất hoạt động bề mặt. Chất hoạt động bề mặt, có thể là chất gây ô nhiễm hoặc vật liệu được thêm vào một cách có chủ đích, có thể dần dần vô hiệu hóa các bộ phận kết tụ của bộ lọc, cho phép các giọt nước mịn và chất gây ô nhiễm dạng hạt đi qua các bộ tách trong thiết bị xử lý mặt đất.

B.1.13.2.1  Đặc tính tách nước tại nơi sản xuất - Sự hiện diện của chất hoạt động bề mặt trong nhiên liệu tuốc bin hàng không được chỉ định theo TCVN 14414 (ASTM D7566) được kiểm soát tại điểm sản xuất theo yêu cầu về tính năng xác định bằng TCVN 7272 (ASTM D3948) nêu trong Bảng 1. Để xác định xem có xảy ra ô nhiễm chất hoạt động bề mặt trong quá trình vận chuyển hay không, nhiên liệu cũng nên được thử nghiệm ở hạ nguồn nơi sản xuất nếu phù hợp.

B.1.13.2.2  Đặc tính tách nước tại các hạ nguồn - Kết quả thử nghiệm theo TCVN 7272 (ASTM D3948) hạ nguồn không được sử dụng làm lý do duy nhất để từ chối nhiên liệu, nhưng chúng có thể chỉ ra nhu cầu bắt buộc phải điều tra kỹ lưỡng hơn hoặc hành động khắc phục, hoặc cả hai, chẳng hạn như đưa nhiên liệu qua một thiết bị hấp phụ đất sét để loại bỏ chất hoạt động bề mặt. Tuy nhiên, nhiên liệu có thể bị từ chối nếu không có kết quả thử nghiệm đạt yêu cầu theo TCVN 7272 (ASTM D3948) nếu không có bằng chứng được ghi chép cho thấy đã tiến hành điều tra chi tiết chứng minh rằng nhiên liệu không có nước và bụi bẩn dư thừa và có thể được đưa vào tàu bay trong tình trạng sạch.

B.1.13.2.3  Đánh giá tách nước - Do hệ thống phân phối có thể phức tạp và sử dụng nhiều phương pháp vận chuyển nhiên liệu khác nhau, nên các điểm lấy mẫu và phương pháp luận phải được thiết lập sau khi đánh giá kỹ thuật được thiết kế để đảm bảo nhiên liệu được duy trì sạch sẽ trong toàn bộ hệ thống cho đến điểm nạp vào tàu bay. Vì các hệ thống vận chuyển khác nhau về bản chất cơ bản, ví dụ, đường ống đa sản phẩm so với đường ống chuyên dụng, và cũng khác nhau về điều kiện vận hành chi tiết của chúng, các bên tiếp nhận quyền giám hộ nhiên liệu nên đánh giá các hệ thống cụ thể của họ và thiết lập các yêu cầu thử nghiệm phù hợp.

B.1.14  Độ sạch tại thời điểm giao hàng nhiên liệu tại sân bay

B.1.14.1  Tiếp nhiên liệu tại sân bay là nơi quan trọng nhất để kiểm soát độ sạch liên quan đến cặn bẩn và nước. Kho sân bay là một điểm quan trọng để kiểm soát ô nhiễm chất hoạt động bề mặt nhằm bảo vệ quá trình lọc tách cặn bẩn và nước khi ở ngoài kho và khi cấp nhiên liệu lên tàu bay.

B.1.15  Các vấn đề khác

B.1.15.1  Phụ gia - Phụ gia chống oxy hóa và phụ gia khử hoạt tính kim loại được sử dụng để ngăn ngừa sự hình thành cặn oxy hóa trong hệ thống nhiên liệu động cơ máy bay, để chống lại tác động xúc tác của kim loại hoạt động trong hệ thống nhiên liệu và để cải thiện độ ổn định oxy hóa của nhiên liệu trong kho. Có các phụ gia khác để ức chế sự ăn mòn của thép trong hệ thống nhiên liệu, để cải thiện độ bôi trơn của nhiên liệu, để tăng độ dẫn điện của nhiên liệu, để chống lại các vi sinh vật, để ngăn ngừa sự hình thành băng trong hệ thống nhiên liệu chứa nước và để hỗ trợ phát hiện rò rỉ trong hệ thống tồn chứa, phân phối và phân phối nhiên liệu. Tên hóa học hoặc tên thương mại đã đăng ký của các phụ gia được chấp thuận và số lượng tối đa được phép được thể hiện trong các quy định kỹ thuật.

B.1.15.1.1  Phụ gia ức chế đóng băng hệ thống nhiên liệu, dietylen glycol monometyl ete (DiEGME) đáp ứng các yêu cầu được nêu trong ASTM D4171, Loại III, có thể được sử dụng ở nồng độ từ 0,07 đến 0,15 phần trăm thể tích. ASTM D5006 có thể được sử dụng để xác định nồng độ DiEGME trong nhiên liệu hàng không.

...

...

...

B.1.15.3  Bình chứa mẫu - Hướng dẫn về thực hành lấy mẫu nhiên liệu hàng không cho các thử nghiệm bị ảnh hưởng bởi ô nhiễm vết có thể xem tại ASTM D4306.

B.1.15.4  Màu sắc - Mặc dù tiêu chuẩn này không có yêu cầu về màu sắc, nhưng màu sắc có thể là một chỉ báo hữu ích về chất lượng nhiên liệu. Thông thường, màu nhiên liệu dao động từ màu trắng trong của nước (không màu) đến vàng rơm/vàng nhạt. Các màu khác của nhiên liệu có thể là kết quả của các đặc tính của dầu thô hoặc của các quá trình lọc dầu. Màu của nhiên liệu bị sẫm đi hoặc bị thay đổi là do kết quả của việc bị ô nhiễm các sản phẩm khác và đó có thể là chỉ báo cho thấy nhiên liệu không đạt các quy định kỹ thuật. Điều đó có thể khiến nhiên liệu không phù hợp và không được chấp nhận để sử dụng cho tàu bay/động cơ. Nhiên liệu có nhiều sắc thái màu khác nhau, tức là hồng, đỏ, xanh lá cây, xanh lam hoặc thay đổi màu từ nguồn cung cấp cần được điều tra để xác định nguyên nhân gây ra sự thay đổi màu sắc nhằm đảm bảo phù hợp để sử dụng cho tàu bay/động cơ và cần được ghi chép lại trước khi giao đến kho tồn chứa tại sân bay.

B.1.15.5  Hàm lượng cacbon gốc sinh học - Tiêu chuẩn này không tạo ra đánh giá khả năng tái tạo cho bất kỳ sản phẩm nào được sản xuất vì đó là một vấn đề pháp lý mà phải cần xem xét tới yếu tố khác ngoài phạm vi các yêu cầu kỹ thuật của tiêu chuẩn này. Tuy nhiên, việc biết được hàm lượng cacbon hóa thạch so với hàm lượng cacbon hiện tại của một loại hydrocacbon tổng hợp là một yếu tố quan trọng trong việc xác định hàm lượng tái tạo. Đối với các cơ quan quản lý đang muốn đánh giá hàm lượng tái tạo trong nhiên liệu thì thông tin sau đây được cung cấp: Cacbon phóng xạ (^14C) là một đồng vị của cacbon cho phép xác định hàm lượng tái tạo. ^14C tồn tại trong các tế bào sống ở nồng độ không đổi (cân bằng) theo chức năng của quá trình phân rã phóng xạ đang diễn ra so với quá trình hấp thụ trao đổi chất. Khi nguồn ^14C mới được loại bỏ khỏi quá trình hô hấp, quá trình phân rã sẽ gây ra mất cân bằng, theo đó nồng độ ^14C cuối cùng đạt đến bằng 0. Do đó, các hydrocacbon giống hệt nhau có nguồn gốc từ nhiên liệu hóa thạch, về cơ bản không chứa ^14C và các nguồn sống hiện đại chứa mức ^14C tiêu chuẩn thì có thể được phân biệt tùy thuộc vào việc có ^14C hay không. Các hỗn hợp nhiên liệu pha chế cũng có thể được nhận biết theo tỷ lệ thành phần dựa trên nồng độ ^14C. Mặc dù các phương pháp FTIR, GS-MS hoặc các phân tích khác có thể xác định hydrocacbon, nhưng phân tích cacbon phóng xạ sẽ phân biệt được phân tử theo nguồn. Phương pháp sử dụng cacbon phóng xạ để xác định hàm lượng gốc sinh học của hydrocacbon hiện đang được áp dụng là ASTM D6866.

B.2  Các thông tin bổ sung đối với nhiên liệu tuốc bin hàng không có chứa hydrocacbon tổng hợp

B.2.1  Quản lý chất lượng các thành phần phối trộn tổng hợp để sử dụng trong nhiên liệu tuốc bin hàng không:

B.2.1.1  Các thành phần phối trộn tổng hợp được liệt kê trong 6.1 và được chỉ định trong Phụ lục A của tiêu chuẩn này đã trải qua một quá trình đánh giá kỹ thuật toàn diện phù hợp với ASTM D4054. Việc hoàn thành thành công quá trình đánh giá này được chứng minh bằng việc ban hành một phụ lục cho thành phần phối trộn tổng hợp đã đánh giá. Điều đó xác nhận rằng tiểu ban liên quan đã kết luận rằng hỗn hợp nhiên liệu tuốc bin hàng không được pha chế với thành phần phối trộn tổng hợp ở các mức nồng độ lên đến mức xác định trong 6.1 tạo ra một loại nhiên liệu tuốc bin hàng không phù hợp với mục đích sử dụng.

B.2.1.2  Chi tiết về quy trình đánh giá ASTM D4054 và dữ liệu thu được có thể được tìm thấy trong báo cáo nghiên cứu được tham chiếu trong phụ lục cho thành phần phối trộn tổng hợp cụ thể.

B.2.2  Các yêu cầu chi tiết khác đối với các thành phần phối trộn tổng hợp

B.2.2.1  Các quy định kỹ thuật đối với nhiên liệu hàng không thông thường chủ yếu dựa vào việc đo lường các đặc tính tính năng để đảm bảo nhiên liệu phù hợp với mục đích sử dụng. Nhìn chung, không yêu cầu phân tích thành phần do có nhiều năm kinh nghiệm với nguyên liệu đầu vào từ dầu mỏ và các phương pháp chế biến thông thường.

...

...

...

B.2.2.3  Do đó, tiêu chuẩn này bao gồm Bảng A.1.2, Bảng A.2.2, Bảng A.3.2, Bảng A.4.2, Bảng A.5.2, Bảng A.6.2, Bảng A.7.2, Bảng A.8.2 để kiểm tra thành phần của thành phần phối trộn tổng hợp nhằm đảm bảo rằng các vật liệu vết nằm trong phạm vi mà nhóm công tác đánh giá khi xác định khả năng tương thích và tính phù hợp với mục đích sử dụng cho động cơ và hệ thống khung tàu bay thương mại của thành phần phối trộn đó.

B.2.2.4  Người ta nhận ra rằng các chương trình xử lý hóa học được sử dụng để sản xuất FT-SPK thường tạo ra các sản phẩm đồng nhất khi trạng thái ổn định được thiết lập. Do đó, mặc dù yêu cầu phân tích theo yêu cầu của Bảng A.1.2 khi bắt đầu sản xuất, nhưng không bắt buộc phải thử nghiệm mọi lô SPK chế biến hydro về sự tuân thủ các giới hạn của Bảng A.1.2. Việc tuân thủ đang tiến hành với các giới hạn của Bảng A.1.2 có thể được ghi lại bằng cách tiến hành chương trình thử nghiệm định kỳ dựa trên thống kê.

B.2.2.5  Chứng nhận hoàn chỉnh theo Bảng A.1.2 phải được tiến hành như một phần của hoạt động quản lý thay đổi khi có bất kỳ thay đổi đáng kể nào đối với nguyên liệu đầu vào hoặc sơ đồ chế biến. Bất kỳ thành phần nào của Bảng A.1.2 được xác định tại địa phương là nhạy cảm với các điều kiện quy trình phải được theo dõi trong quá trình phục hồi sau các sự cố quy trình để đảm bảo tuân thủ tiêu chuẩn này.

B.2.2.6  Người ta cũng nhận ra rằng vẫn chưa có đủ kinh nghiệm sản xuất với các sơ đồ chế biến SIP, SPK/A, ATJ-SPK, CHJ, HC-HEFA SPK và ATJ-SKA để áp dụng phương pháp quản lý thay đổi nhằm tuân thủ Bảng A.3.2, Bảng A.4.2, Bảng A.5.2, Bảng A.6.2, Bảng A.7.2 và Bảng A.8.2. Do đó, cần phải thử nghiệm mọi lô SIP, SPK/A, ATJ-SPK, CHJ, HC-HEFA SPK và ATJ-SKA để tuân thủ các giới hạn của Bảng A.3.2, Bảng A.4.2, Bảng A.5.2, Bảng A.6.2, Bảng A.7.2 và A.8.

B.2.3  Sản xuất nhiên liệu tuốc bin hàng không Jet A hoặc Jet A-1 chứa các thành phần phối trộn tổng hợp

B.2.3.1  Đây là quy trình gồm hai bước, đầu tiên là thành phần pha trộn tổng hợp được sản xuất và thử nghiệm theo phụ lục áp dụng với nó, sau đó tiến hành pha trộn với nhiên liệu Jet A hoặc Jet A-1 thông thường hoặc với các thành phần pha trộn thông thường theo các giới hạn pha trộn quy định tại 6.1 và theo các yêu cầu về đặc tính kỹ thuật tại Bảng 1 (xem Hình B.1).

CHÚ THÍCH B.2: Việc phối trộn các thành phần phối trộn tổng hợp với nhiên liệu Jet A hoặc Jet A-1 hoặc các thành phần phối trộn thông thường là cần thiết hoặc để đáp ứng các yêu cầu về đặc tính kỹ thuật tại Bảng 1 (áp dụng cho A.1, A.2, A.3, A.5, A.7 và A.8) hoặc để sử dụng phương pháp tiếp cận thận trọng và dần dần để đưa các thành phần này vào sử dụng (áp dụng cho A.4 và A.6).

B.2.3.2  Các đặc tính kỹ thuật thử nghiệm và các kết quả thử nghiệm của thành phần phối trộn tổng hợp phải được ghi chép và chứng nhận để chứng minh sự tuân thủ theo phụ lục áp dụng.

B.2.3.3  Việc phối trộn thành phần phối trộn tổng hợp với nhiên liệu Jet A hoặc Jet A-1 hoặc các thành phần phối trộn thông thường không được vượt quá nồng độ được chỉ định trong 6.1 đối với phụ lục áp dụng.

...

...

...

B.2.3.5  Kết quả thử nghiệm và các đặc tính của nhiên liệu Jet A hoặc Jet A-1 thành phẩm sau phối trộn phải được ghi chép và chứng nhận để chứng minh sự tuân thủ theo Bảng 1 của TCVN 14414 (ASTM D7566).

B.2.3.6  Sau đó, có thể thực hiện chứng nhận theo ASTM D1655 mà không cần thử nghiệm lại.

Hình B.1 - Sơ đồ sản xuất nhiên liệu phản lực tuốc bin hàng không Jet A hoặc Jet A-1 chứa thành phần phối trộn tổng hợp

B.3  Quản lý tính toàn vẹn của sản phẩm

B.3.1  Nhiên liệu phản lực có thể tiếp xúc với các vật liệu ngẫu nhiên trong quá trình sản xuất và phân phối. Trong nhà máy lọc dầu, vật liệu chế biến có thể được chuyển sang nhiên liệu hàng không với lượng vết và trong đó có một số vật liệu được biết là gây ra các vấn đề vận hành trong hệ thống nhiên liệu máy bay. Trong quá trình phân phối, nhiên liệu phản lực số lượng lớn thường được vận chuyển và tồn chứa trong các hệ thống không chuyên dụng, chẳng hạn như đường ống đa sản phẩm và tàu biển, nơi không thể tránh khỏi việc tiếp xúc với các vật liệu ngẫu nhiên.

B.3.2  Kiểm soát sản xuất - Kinh nghiệm cho thấy rằng các phụ gia chế biến lọc dầu, chẳng hạn như phụ gia ức chế ăn mòn, có thể bị mang theo nhiên liệu hàng không với lượng vết trong quá trình sản xuất lọc dầu. Trong một số trường hợp, điều này dẫn đến các vấn đề vận hành trong hệ thống nhiên liệu máy bay. Hơn nữa, các phụ gia này có thể gây ra các vấn đề ở mức độ có thể không phát hiện được bằng các thử nghiệm trong Quy định kỹ thuật nêu chi tiết tại các Bảng A.1.1 và Bảng A.1.2, Bảng A.2.1 và Bảng A.2.2, Bảng A.3.1 và Bảng A.3.2, Bảng A.4.1 và Bảng A.4.2, Bảng A.5.1 và Bảng A.5.2, Bảng A.6.1 và Bảng A.6.2, Bảng A.7.1 và Bảng A.7.2 và cuối cùng là Bảng A.8.1 và Bảng A.8.2. Trong khi quy định kỹ thuật (6.2) yêu cầu chỉ sử dụng các phụ gia đã được phê duyệt nhưng việc xác nhận rằng không có phụ gia chưa được phê duyệt trong nhiên liệu là rất khó vì không rõ nên áp dụng phương pháp phân tích nào, cụ thể là:

B.3.2.1  Mục tiêu phân tích có thể không rõ ràng vì có đa dạng các vật liệu liên quan (thường là các loại độc quyền không rõ cụ thể).

B.3.2.2  Không có cơ sở nào được thống nhất trong phạm vi công nghiệp nhiên liệu và hàng không để xác định độ nhạy phân tích cần thiết.

...

...

...

B.3.2.4  Do đó, không thực tế khi yêu cầu phân tích hóa học chi tiết của từng lô nhiên liệu hàng không vượt quá các yêu cầu được liệt kê trong các Bảng A.1.1 và Bảng A.1.2, Bảng A.2.1 và Bảng A.2.2, Bảng A.3.1 và Bảng A.3.2, Bảng A.4.1 và Bảng A.4.2, Bảng A.5.1 và Bảng A.5.2, Bảng A.6.1 và Bảng A.6.2, Bảng A.7.1 và Bảng A.7.2 và cuối cùng là Bảng A.8.1 và Bảng A.8.2. Thay vào đó, mỗi địa điểm sản xuất phải đảm bảo có sẵn các quy trình tại chỗ để kiểm soát việc sử dụng phụ gia chế biến và để giúp hoàn thiện chất lượng sản phẩm. Một cách tiếp cận có thể chấp nhận được để thực hiện điều này là triển khai quy trình quản lý thay đổi để đánh giá tác động của những thay đổi trong quy trình (bao gồm cả phụ gia chế biến) đối với chất lượng thành phẩm. Các cách tiếp cận khác cũng có thể được chấp nhận.

B.3.3  Kiểm soát phân phối - Mặc dù việc áp dụng quy định kỹ thuật ASTM D1655 đã mở rộng bao trùm từ khâu sản xuất đến khâu sử dụng cuối cùng của nhiên liệu phản lực tại tàu bay, nhưng ASTM D1655 không xác định các quy trình quản lý kiểm soát lưu kho, vận chuyển và bảo quản nhiên liệu cũng như các thử nghiệm đảm bảo chất lượng phù hợp để duy trì chất lượng nhiên liệu thông qua hệ thống phân phối. Các tiêu chuẩn cho các quy trình như vậy ban đầu được các nhà cung cấp/quản lý nhiên liệu xây dựng và duy trì. Các sáng kiến gần đây để ứng phó với các sự cố tại hiện trường đã dẫn đến việc ngành hàng không xuất bản tài liệu ICAO 9977 để cung cấp hướng dẫn về kiểm soát tồn chứa, vận chuyển, phân phối và sử dụng nhiên liệu phản lực. ICAO 9977 nêu ra các tiêu chuẩn EI/JIG 1530, JIG 1, JIG 2, API 1543, API 1595 và các tiêu chuẩn khác để áp dụng cho sản xuất, quản lý, tồn chứa, vận chuyển, phân phối và cung cấp nhiên liệu hàng không. Bất kỳ thay đổi nào trong hệ thống quản lý, tồn chứa, vận chuyển,phân phối và sử dụng nhiên liệu đều phải tuân theo đánh giá rủi ro chính thức và quản lý thay đổi để đảm bảo là chất lượng sản phẩm vẫn được duy trì.

Thư mục tài liệu tham khảo

[1] Manual 011 Significance of Tests for Perrolewn Products, MNL 1, ASTM International, 2003.

[2] Fuels and Lubricants Handbook: Technology, Properties, Performance, and Testing, MNL 37, Eds., Totten. George E., Westbrook, Steven R., and Shah, Rajesh J.. ASTM International, W. Conshohocken, PA, 2003.

[3] Handbook of Aviation Fuel Properties, Fourth Edition, CRC Report 663, Coordinating Research Council, Alpharetta, GA, 30022, 2014.

[4] Bert, J. A., and Painter, L., "A New Fuel Thermal stability Test (A Summary of Coordinating Research Council Activity)," SAE Paper 730385, Society of Automotive Engineers, Warrendale, PA, 1973.

[5] Gaughan, R. R., et al, "Pre-Refined Crudes and Their Impact on Jet Fuel Thermal stability Over Time." IASH, Rhodes, Greece, 2013.

...

...

...